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Celsia y Chevron alcanzan acuerdo para la instalación y operación de una planta solar en Bahía las Minas, Colón

Celsia, empresa de energía de grupo Argos, que enfoca sus esfuerzos en proyectos de eficiencia energética y gestión de activos de  generación,   transmisión y distribución, en más de 5 países  y muy especialmente con energía solar para empresas, alcanzó recientemente un acuerdo con Chevron de Panamá,  para la instalación y operación de una planta solar en  la terminal de combustibles ubicada en Bahía Las Minas, Colón, que contará con una capacidad instalada de 4,03 MWp, lo cual permitirá a Chevron obtener el 100% de la energía que requieren sus operaciones en la terminal, a través de energía renovable. 

“En Celsia estamos comprometidos con el desarrollo sostenible de Panamá y la región, ya que, como empresa de energía, también desempeñamos un papel fundamental en el proceso de transición hacia la descarbonización de la matriz energética del país. Por ello, nos sentimos muy entusiasmados de iniciar este proyecto con Chevron, y poder ofrecer a nuestros socios estratégicos soluciones que los apoyen en sus esfuerzos para una gestión responsable de sus activos mirando al desarrollo sostenible. De esta manera fomentamos el desarrollo económico y el cuidado al ambiente, contribuyendo a la reducción activa de nuestra huella de carbono y la de nuestros aliados estratégicos”, señaló Javier Gutiérrez, Líder de Celsia Centroamérica. 

Es importante resaltar que, a través de esta granja solar, Chevron, en la Terminal Bahía las Minas, que es la mayor instalación de almacenamiento de combustibles del país, dejará de emitir 1809.3 toneladas de dióxido de carbono (CO2) al año, lo que equivale a 100,519 árboles maduros plantados. La instalación constará de 6,714 paneles solares distribuidos en una extensión de 4 hectáreas.

Este proyecto resalta el papel fundamental que desempeñan las energías renovables en la lucha contra el cambio climático, y refleja la visión compartida de ambas empresas, para contribuir con que Panamá siga siendo carbono negativo. 

Por su parte, Doriana Hun, Gerente General de Chevron de Panamá, resaltó que “este proyecto está totalmente alineado a nuestra meta global de reducción de la huella de carbono y, para el 4Q 2024 o 1Q 2025, cuando los paneles estén en operación, tendremos las operaciones de Chevron en la terminal completamente carbono neutral.  En Chevron, estamos enfocados en la jornada ASG, tanto con una visión global y corporativa, como de forma local.  Es importante que nosotros, como gestores de empresas, podamos dar el ejemplo y demostrar que todo es relevante para ayudar a alcanzar las metas de la Agenda 2030.  

Incluso pequeñas iniciativas y proyectos como los que tenemos en nuestras oficinas en Panamá pueden traer resultados significativos. En 2023 ahorramos más de  28 mil litros de agua y más de 5623 kwh de energía, y dejamos de liberar, en la atmosfera, más de  2 tons de CO2 EQ.”

Sobre Chevron

Chevron de Panamá, a través de su marca Texaco, actúa en el país hace más de 85 años.  Cuenta con más de 80 estaciones de servicio − operadas por empresas locales impulsadas por Chevron − y emplea más de 800 personas directa e indirectamente.  Mantiene operaciones en una terminal de combustible en Bahía las Minas, que es responsable de un alto porcentaje del suministro de combustible en el país. Además, presta servicios para cuatro aeropuertos y posee más de 40 clientes industriales, comercializando productos derivados de petróleo, cómo combustibles para motor, bunker, asfalto y GLP. 

Chevron es una de las compañías integradas líderes en el mercado energético y, explora, produce y transporta petróleo y gas natural; refina, comercializa y distribuye combustible para el transporte, así como otros productos y servicios energéticos; fabrica y vende productos petroquímicos, genera energía; desarrolla y comercializa los recursos energéticos del futuro, incluidos los biocombustibles. Chevron tiene su sede en San Ramón, California.  Para obtener más información consulte la página www.chevron.com. 

Sobre Celsia

En Centroamérica, Celsia se enfoca principalmente en el negocio de energía solar para clientes empresariales. Cuentan con 55 MWp en operación en Panamá, Costa Rica y Honduras, y para el 2026 esperan alcanzar los 200 MWp de capacidad instalada. En ese sentido, es importante destacar que, como parte de sus soluciones de eficiencia energética, trabajan para expandir el modelo de gestión de activos de transmisión y distribución. 

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RES adquiere de la división de servicios renovables de Ingeteam y amplia operaciones en 24 mercados

RES, la empresa independiente de energías renovables más grande del mundo, ha completado la adquisición de la división de servicios renovables de Ingeteam. El acuerdo amplía las operaciones de RES a 24 mercados y lo convierte en el mayor proveedor independiente de servicios de energía renovable del mundo.

RES presta servicios a más de 40 GW de operación y mantenimiento (O&M) y contratos de gestión de activos a nivel mundial en el sector eólico, solar, sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), biomasa, hidroeléctrica e hidrógeno, y amplía su alcance global a 10 nuevos mercados con la incorporación de Brasil, México y España, lo que refuerza su compromiso de permitir un futuro energético sin emisiones de carbono.

RES combinará sus nuevas capacidades con una inversión continua en sus innovadores ecosistemas tecnológicos, de soluciones digitales y de inteligencia artificial para mejorar aún más, tanto las actividades demantenimiento, como la eficiencia de los activos operativos de sus clientes. El acuerdo crea un nuevo líder en términos de seguridad, conocimientos tecnológicos, eficiencia, agilidad en los plazos de entrega y alcance de servicios de energías renovables, al tiempo que reduce los costes a través de economías de escala y gestión integral de repuestos y grandes componentes.

El CEO de RES, Eduardo Medina, ha señalado: “Este acuerdo consolida el estatus de RES como referencia mundial en el suministro de soluciones de energía renovable. La combinación de la experiencia tecnológica y el alcance internacional de Ingeteam y RES nos permitirá proporcionar la gama completa de servicios de energías renovables necesarios para que nuestros principales mercados de servicios e infraestructuras continúen expandiéndose en la transición energética. Esperamos que el crecimiento se acelere y estamos muy bien posicionados para brindar servicios en toda la gama de tecnologías de energía renovable.

La adquisición de Ingeteam Servicios refuerza la presencia de RES en España y estamos entusiasmados de operar en un mercado que ofrece tanto potencial y crecimiento en las energías renovables.”

El acuerdo supone el lanzamiento del negocio de servicios globales de RES, que estará dirigido por el recién nombrado CEO, Juan Gutiérrez, a partir de mayo de 2024.

Adolfo Rebollo, CEO de Ingeteam, afirmó: “Nuestra decisión de desinvertir en nuestra división de Servicios Renovables de O&M permite a Ingeteam seguir impulsando el desarrollo en sistemas de conversión de energía en línea con nuestra estrategia corporativa. La sólida propuesta que recibimos de RES está alineada con nuestra visión de negocio y valores. Continuaremos apoyando a nuestros clientes hacia la electrificación de un futuro sostenible utilizando nuestra tecnología, incluida la electrónica de potencia, la electrónica de control y las máquinas eléctricas rotativas.”

RES está en una posición única para afrontar este desafío gracias a los 40 años de experiencia en la entrega y mantenimiento de proyectos complejos. Ahora, junto con la división de servicios de Ingeteam, RES está fuertemente posicionada para desbloquear un potencial adicional en soluciones tecnológicas. Además de su prestación de servicios, RES sigue comprometido a desempeñar su papel en el aumento del ritmo de implementación de energía renovable y planea desarrollar y construir proyectos por 22 GW de nueva capacidad en los próximos cinco años a su cartera, además de los 24 GW que ha entregado hasta la fecha.

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Milicic comenzó su primer proyecto de protecciones frente a inundaciones en Perú

 Milicic comenzó los trabajos para el consorcio Besalco–Stracon (CBS), para la ejecución de un proyecto de protecciones frente a inundaciones en la quebrada Cabuyal, como parte del Plan Integral de Reconstrucción con Cambios (PIRCC) del gobierno de Perú para adecuar la infraestructura dañada por el fenómeno de “El Niño Costero” en 13 regiones del país.

Eduardo Prudencio Rishing, gerente de Proyecto de Milicic Perú, expresó: “Agradecemos la confianza del Consorcio Besalco Stracon en Milicic para la adjudicación de este importante proyecto que beneficiará a cientos de pobladores y agricultores de la región Tumbes y al crecimiento de Perú. Esta es una gran oportunidad para Milicic ya que nos permite darnos a conocer y mostrar el valor que podemos ofrecer a nuestros clientes”.

La iniciativa

El proyecto incluye la ejecución de 6.300 metros lineales de diques longitudinales, materializados con bolsas de geotextil tejido, rellenos de material seleccionado, la realización de obras conexas y complementarias (pases de agua, protecciones de canales, cámaras, etc.), además de 4.990 metros de caminos de acceso y 1.059 m2 de intervención paisajística.

La mano de obra estimada, entre directos e indirectos, es de más de 160 colaboradores. Además, MIlicic aportará más de 30 equipos para el proyecto que tendrá una duración de nueve meses. “Nuestra perspectiva es continuar realizando las inversiones necesarias en términos de equipamiento e infraestructura para poder atender el negocio en el Perú”, concluyó Eduardo Prudencio.

, Redaccion EconoJournal

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YPF Luz abastecerá con 100 % de energía renovable a Bitali (Grupo Piero)

YPF Luz abastecerá con energías limpias, provenientes del parque eólico Los Teros y, a partir del segundo semestre de 2024, del parque eólico General Levalle, a la división bienestar y confort de Grupo Piero, empresa líder productora de colchones y almohadas.
El acuerdo firmado tiene una duración de 5 años y le permitirá abastecer el 100 % del consumo eléctrico de su Planta Industrial Talar, en la Provincia de Buenos Aires, con energía renovable.

Su demanda de 2.300 MWh/año es equivalente al consumo de 630 hogares, y permitirá ahorrar un total de 535 toneladas de emisiones de CO2 equivalente por año, se indicó.

El acuerdo prevé que, en una primera etapa, YPF Luz abastezca el 50 % de la demanda desde el parque Eólico Los Teros, ubicado en la localidad de Azul. Cuando inicie operación el Parque Eólico General Levalle, ubicado en Córdoba, se cubrirá el 100 % del consumo eléctrico de la planta de Bitali con energía renovable.

Javier Arriola, CEO de Bitali, aseguró que “éste es un paso fundamental en nuestra estrategia de descarbonización de la producción de colchones, almohadas y espumas, y uno de los pilares de nuestro Programa de Sustentabilidad, que además prevé nuevas inversiones en 2024 vinculadas a la economía circular y el triple impacto”.

Al respecto, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz afirmó: “Este acuerdo demuestra el compromiso del Grupo Piero por generar un impacto positivo en el medio ambiente. Nos enorgullece que nos elijan para acompañarlos en su camino hacia la transición energética y garantizar un futuro más sostenible para todos”.

Para la fabricación de espuma, Bitali se provee de TDI (insumo químico) de Petroquímica Río Tercero, empresa que también produce con energía renovable de YPF Luz y con materia prima de YPF Química. Estas alianzas estratégicas también permiten contribuir a la sostenibilidad en la cadena de valor del Grupo Piero.

Bitali obtuvo recientemente la certificación ISO 14.001 de gestión ambiental y publicará este año su Primer Reporte de Sustentabilidad.

Bitali es la compañía que agrupa a marcas líderes de la industria del descanso: Piero, Cannon, Suavestar, Gani, Suavegom y Rosen.

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una generadora de energía eléctrica que desde 2013 lidera la transición energética optimizando los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable. La compañía alcanzó una capacidad instalada de 3,2GW que abastece al mercado mayorista y a las industrias argentinas. Actualmente, se encuentra construyendo un parque eólico de 155 MW en la provincia de Córdoba.

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Tras retroceder 1.3% en 2023, la industria cayó 6.3% en enero en la comparación interanual

El Índice de Producción Industrial (IPI) de FIEL registró en 2023 un retroceso de 1.3% respecto al año anterior, interrumpiendo dos años de mejora en el rebote pos pandemia. De este modo, la producción industrial de 2023 resultó un 5.0% inferior a la de 2011 cuando se tuvo el mayor registro de actividad más de una década atrás.
Según el informe de FIEL, los datos de diciembre mostraron una caída interanual de 5.6% en la comparación con el mismo mes del año pasado, con avances en la producción de papel y celulosa y la refinación de petróleo, que se combinaron con caídas en los despachos de cigarrillos, en las industrias metálicas básicas arrastradas por la contracción de la siderurgia, en la metalmecánica con freno difundido que alcanzó a algunas plantas autopartistas, en la producción de alimentos y bebidas y en la de químicos y plásticos.

Asimismo, en el mes destacó un ligero retroceso en las ramas que lideraron la actividad industrial a lo largo del año ‐la automotriz y la de los minerales no metálicos.

Con lo anterior, en el cuarto trimestre de 2023 la industria acumuló un retroceso interanual de 2.0%, encadenando tres trimestres de contracción de la producción.
En términos desestacionalizados, la actividad industrial del cuarto trimestre cayó 3.2% en la comparación con el tercero, encadenado dos trimestres de recorte de la producción.

A lo largo del año, diversos factores gravitaron sobre el desempeño industrial comenzando por el efecto de la sequía sobre la cosecha de granos gruesos. La falta de soja impactó a la industria aceitera, al tiempo que la sequía incentivó la salida de animales de los campos elevando la faena vacuna y marcando un deterioro de la lechería.

También se tuvieron efectos asociados a paradas de planta por ampliación de capacidad como en el caso de la refinación de petróleo o en la de químicos y plásticos.

La menor disponibilidad de divisas ciñó el acceso al mercado único y libre de cambios sobre el cual se aplicaron trabas para ralentizar las importaciones, al tiempo que la implementación del impuesto PAIS encareció el costo de insumos importados.
La puesta en práctica del mecanismo de garantías de crédito con Brasil para dar fluidez a las importaciones no alcanzó a ser implementado, mientras que el uso de yuanes del swap de monedas con China no resultó de acceso generalizado.

Con el objetivo de sostener la actividad, una gama amplia y diversa de empresas elevó por encima del normal desarrollo de los negocios su endeudamiento comercial con el exterior y casas matrices, lo que a su tiempo llevaría al recorte de la actividad productiva al demorarse el despacho de insumos debido a imposibilidad de acceder a las divisas para la cancelación de las deudas.

Con todo lo anterior, en 2023, de las diez ramas industriales que reporta el IPI de FIEL, cuatro acumularon una mejora en la comparación interanual, dos igualaron el nivel de producción de 2022 y las restantes mostraron una contracción. (Véase Gráfico No 2).
En lo que respecta a la producción industrial por tipo de bien, en 2023 los de consumo registraron el mayor retroceso mientras que la de bienes de capital en el segundo semestre recortó el crecimiento acumulado siguiendo el mal desempeño en la producción de maquinaria agrícola y la pérdida de ritmo en la producción de utilitarios. (Véase Gráfico No 3).

La industria en enero 2024

En enero de 2024, de acuerdo a información preliminar, la producción industrial registró una contracción interanual del 6.3%, con caídas generalizadas de actividad que alcanzaron a los sectores de alimentos y bebidas, textiles, químicos y plásticos, minerales no metálicos, industria metalmecánica e industria automotriz.
En cuanto al ranking de crecimiento sectorial del mes, la producción de papel y celulosa se elevó 1.9% seguida de la refinación de petróleo que aumentó 1.1%, en ambos casos en la comparación con enero del año pasado.

Por su parte, los despachos de cigarrillos igualaron el nivel de enero de 2023. Las restantes ramas de actividad industrial registraron retrocesos, comenzando con la producción de insumos textiles que se recortó 2.2%, siguiendo con la producción de insumos químicos y plásticos que se contrajo 3.1% y la de alimentos y bebidas que lo hizo 4.9%, en cada caso en la comparación interanual.

Con caídas de actividad superiores al promedio se colocan las industrias metálicas básicas que registraron un retroceso de 8.7%, la producción de minerales no metálicos que se contrajo 13%, la producción automotriz con una caída de 16.4% y la metalmecánica con una reducción del 18.7%, en cada caso respecto a enero de 2023.
En términos desestacionalizados, la producción industrial del mes cayó 0.9% respecto a diciembre, encadenando dos meses en retroceso y retomando el sendero de caída luego del impasse registrado en noviembre.

Con lo anterior, el nivel de actividad corregido por estacionalidad del mes de enero resulta 11.2% inferior al registrado en mayo de 2022 en el inicio de la actual fase recesiva de la industria.

Finalmente, todos los indicadores que permiten anticipar una reversión de la fase señalan que esta se profundiza y se prolonga, al tiempo que desde noviembre se tiene una mayor difusión sectorial de la caída de la actividad. En términos de perspectivas de corto plazo, la industria a comienzos de 2024 transita un periodo de adecuación al nuevo escenario económico, caracterizado por un marcado cambio de precios relativos de bienes y servicios, un fuerte deterioro del poder de compra del público y mayores incentivos a la exportación.

En el corto plazo el ordenamiento de las deudas comerciales con los proveedores del exterior mediante el BOPREAL, junto con los plazos establecidos para el acceso al mercado de cambio marcará el ritmo de las importaciones de insumos, partes y piezas, y con ello el de la normalización de los stocks en ramas que utilizan intensivamente insumos importados. La producción de sectores vinculados al consumo –p.e textiles, calzado, durables de la línea blanca, gris, marrón y de pequeños electrodomésticos‐, se verá afectada por el deterioro de los ingresos reales y la readecuación de los gastos de las familias.

Otros bienes con demandas menos elásticas podrían sostener ventas y producción, aún cuando ello implique migraciones hacia bienes de menor calidad. Pero, el cambio de precios relativos de la economía supone incentivos a mayores exportaciones, de modo que los sectores con inserción internacional podrían sortear con mayor margen el impacto de la contracción del mercado interno, tales los casos de los alimentos, los químicos y plásticos, metales comunes, elaborados de metal y vehículos. Al considerarse las perspectivas a más mediano plazo, no debe perderse de vista el escenario económico en Brasil, que podría sumar tracción sobre la actividad industrial local.

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Milei mantiene sus inflexibles objetivos pero modifica la estrategia

El discurso de apertura de sesiones del Congreso
Nacional 2024 por parte de Javier Milei cumplió con el mandato constitucional de rendir cuentas del estado de la Nación y recomendar medidas pertinentes. Sin embargo, a 90 días de su asunción, el presidente enfrenta desafíos económicos significativos, incluyendo alta inflación, aumento de precios y reducción de subsidios, a pesar de que llevó a una rápida reducción del déficit fiscal, generando preocupaciones sobre su sostenibilidad. A pesar de enfrentar una derrota parlamentaria y críticas por su estrategia política, Milei mantuvo un tono duro y contradictorio, repitiendo consignas electorales mientras implementaba políticas opuestas a las prometidas.Su discurso estuvo marcado por críticas al Legislativo y a los gobernadores precedidos de amenazas de “fundirlos”-, pero incluyó promesas de alivio fiscal condicionadas a la firma de un nuevo pacto. La relación tensa con los gobernadores y el desafío de alcanzar un superávit primario en un contexto de devaluación y vencimientos de deuda complejizan aún más el panorama económico y político.

El presidente Javier Milei abrió las sesiones del Congreso Nacional 2024, cumpliendo el mandato de la Constitución Nacional, que en su artículo 99 establece que el presidente “hace anualmente la apertura de las sesiones del Congreso, reunidas al efecto ambas Cámaras, dando cuenta en esta ocasión del estado de la Nación, de las reformas prometidas por la Constitución, y recomendando a su consideración las medidas que juzgue necesarias y convenientes”.

En estos escasos 90 días, la motosierra profundizó la inflación, la más alta en décadas y devaluó la moneda 120%. Se produjo una brutal suba de precios de todos los bienes y servicios, se quitaron subsidios, se redujeron los ingresos de jubilados, pensionados y discapacitados en términos reales, y a los enfermos terminales se les recortó la entrega de medicamentos.

También se redujeron los nimios gastos de café y leche en los ministerios, y se despidieron a cientos de trabajadores. Todo esto contribuyó a una vertiginosa reducción del déficit fiscal, única promesa electoral cumplida hasta el momento, aunque los expertos consultados creen que el camino elegido carece de sustentabilidad.

Contienda legislativa

La derrota parlamentaria sufrida por el presidente tras el envío del proyecto de ley que lleva el fatuo título de “Bases y principios para la libertad de los argentinos” dejó al desnudo serios errores en el planeamiento estratégico de Javier Milei y también mostró la poca capacidad legislativa de la “troupe” mileísta. El error no forzado desató la furia de Milei, quien sin sutilezas mandó a recortar los fondos coparticipables de las provincias, hecho que escaló una reyerta con los gobernadores a niveles nunca vistos en la vida democrática moderna.

Recientemente, en un reportaje al británico Financial Times, Milei había declarado que no necesitaba al Congreso para “salvar la economía” del país y que podría hacerlo mediante decretos del Poder Ejecutivo y resoluciones administrativas, pero el “nido de ratas” lo arrastró sin escalas a la realpolitik que ordena por fuerza la vida política. En el discurso de apertura de sesiones, Milei utilizó un tono más mesurado en su discurso, pero con un contenido tan duro como contradictorio.

Discurso

Desbordaron las cifras incomprobables: de referirse a los últimos cien años de fracaso, pasó a mencionar sólo los últimos 20. Repitió parte del abanico de consignas electorales a pesar de haber hecho lo contrario a lo prometido: pretende aún aumentar el piso de ganancias, aumentó retenciones a las exportaciones primarias y las retenciones a las exportaciones de manufacturas.

Desde su asunción y desde la campaña, no ha hecho una sola mención a la industria, o al aparato productivo. Lo más cercano que estuvo fueron las diatribas contra el sindicalismo. Repitió que el Estado es “una organización criminal diseñada para que en cada trámite haya una coima”. Despotricó contra el Legislativo y los gobernadores, habló del futuro para “construir lo nuevo” aunque advirtió que “si lo que buscan es el conflicto, conflicto tendrán”. Amenazó a los gobernadores de provincia con “fundirlos” y tras el revés legislativo y judicial por la inmovilización de los fondos coparticipables de la provincia de Chubut, retomó la misma estrategia pero con otro tono: prometió alivio fiscal a los gobiernos de provincia si firman un nuevo paquete de leyes que nombró “Pacto de Mayo” y le otorgó el status de “contrato social”, pomposo nombre para un acuerdo que tiene contenidos que son propios de la Constitución Nacional.

Los puntos referidos en el nonato pacto son la inviolabilidad de la propiedad privada, el equilibrio fiscal, reducción del gasto público al 25% del PIB, una reforma tributaria que reduzca la presión impositiva, rediscusión de la coparticipación federal, el compromiso de las provincias de avanzar en la explotación de los recursos naturales, una reforma laboral y previsional que vuelva a implantar la jubilación privada, una reforma política estructural (de contenido desconocido) y la apertura de comercio internacional para que la Argentina vuelva a ser un protagonista del mercado global. La mayoría de los puntos ya están contenidos en la Constitución y otros son de carácter más retórico que político.

Milei introdujo una nueva y desmedida propuesta: penalizaría la emisión monetaria a la que consideraría “delito de lesa humanidad de manera tal que sea imprescriptible”

Vigencia

La única medida de gobierno relevante que aún está vigente es el DNU 70/23, un decreto que deroga y modifica un centenar de leyes. En este sentido, todo indica que sufrirá la misma suerte que el proyecto “bases”: la Vicepresidenta Victoria Villarruel viene realizando el poroteo y las cifras muestran un panorama negativo para el mileísmo.

Es por eso que el Pacto de Mayo, podría tratarse en realidad de poner sobre la mesa nuevas opciones de discusión que dilaten la derogación parlamentaria del DNU 70/23 y eventualmente, conjuren la sanción de un paquete de leyes fiscales elaborado por la oposición.

La derogación del DNU 70/23, dejaría sin efecto la eliminación del Fondo de Incentivo Docente (FONID), el Fondo Compensador del Transporte y el Fondo de Fortalecimiento Fiscal (FOFOFI). El FONID integra los salarios docentes, el FOFOFI los policiales y refuerza programas como el Sistema Alimentario Escolar o el Plan Mesa, que se sunarían a la eliminación del plan Potenciar Trabajo y la reducción a la mitad de las asignaciones familiares a los trabajadores en relación de dependencia.

Impuestos

Los partidarios de Milei, incluyendo a sus más incondicionales, hasta ahora demostraron poca habilidad política, los aliados han sido denostados, mientras que los ex aliados ya empezaron a intercambiar ideas para imponer un consenso fiscal y -eventualmente- doblegar a la Casa Rosada.

Las medidas que se evalúan son la coparticipación del impuesto PAIS y al Cheque, pero también los subsidios al transporte y a los servicios de energía, las contribuciones a la educación, la revisión de fondos fiduciarios y el régimen de exenciones impositivas. Circulan borradores del bloque Hacemos Coalición Federal, Ricardo López Murphy (calificado por el presidente de “traidor” y “basura”) coordinados por Miguel Ángel Pichetto -un auténtico “pontífice” legislativo-, en el que se referencian los gobernadores Rogelio Frigerio (Entre Ríos), Ignacio Torres (Chubut) y Martín Llaryora (Córdoba) y el dialoguista santafesino Maximiliano Pullaro (UCR) junto con algunos partidos provinciales.

En el medio la paralización de la obra pública preocupa a los gobernadores porque impacta de lleno en los niveles de ocupación de las provincias. Los despidos y cierres de empresas tendrán fuerte impacto en la política de “pago chico”.
Por ahora falta encontrar el discurso que justifique la alianza con el bloque de Diputados de Unión por la Patria para garantizar los dos tercios en ambas Cámaras, lo necesario para rechazar un eventual veto presidencial.

Argentinos, a las cosas

Cabe recordar que tras la escalada entre federales y unitarios, el juez con competencia en la cuestión, Hugo Ricardo Sastre de Rawson, dispuso en un fallo el cese la retención de la coparticipación ordenada por la Casa Rosada y exhortó a las partes que se sienten a negociar la refinanciación de la deuda que la provincia mantiene con la Nación. Desde el Ejecutivo mandaron a girar los fondos a Chubut, lo que produjo una feroz discusión interna: “se apuraron, debieron esperar al fallo de la Corte” dijeron desde el entorno gubernamental.

Con el fallo en la mano, los gobernadores en tono conciliador, le pidieron a Javier Milei dar vuelta la página y convocar a una mesa de diálogo para discutir una agenda productiva para la región. El mensaje fue enviado desde el Senado de la Nación con el objetivo de acercar las partes para el beneficio del país.

Un dato de color: según el INDEC en la región pampeana, se generan 3 de cada 4 dólares del total de exportaciones nacionales. Mientras que el 12,4% del total, corresponde a la Patagonia, apoyada en el sector petrolero y petroquímico y la Provincia de Buenos Aires aporta casi el 40% de las exportaciones. Le siguen Santa Fe (19%), Córdoba (12%), Neuquén (4,3%) y Chubut (3,9%). Formosa (0,03%), La Rioja (0,2%) y Corrientes (0,3%).

Lo que sorprende en la estrategia de los Milei es la cantidad de frentes abiertos, lo que pone en duda su capacidad como estratega político, teniendo en cuenta el bajo nivel general del funcionariado, de los asesores que lo rodean y de los desafíos que se presentan.

Petroleros

Ni el traspié gubernamental en el Congreso, ni la puja con los gobernadores afectaron demasiado al sector hidrocarburífero: la producción petrolera viene creciendo sostenidamente desde 2019, un potente 30% desde fines de 2019. Claro que el sector espera aún algunas medidas que otorguen un poco de tranquilidad a los inversores como el proyecto de ley denominado “Régimen de promoción del gas natural licuado”, enviado al Parlamento por el gobierno de Alberto Fernandez.

Los productores aún reclaman el alineamiento de los precios internos con los internacionales, pero existen ciertas limitaciones para lograr ese objetivo: en primer lugar, porque las actuales condiciones del país podrían no resistir ese alineamiento: una nueva devaluación o la disparada del precio del barril podría tener un muy fuerte impacto inflacionario y consecuencias políticas imprevisibles. Cierto es que existe un retraso en el precio del surtidor de por lo menos un 15%.

Además, la liberalización de los precios y del comercio de los combustibles líquidos, podría también afectar la posición de los refinadores locales, hay una gran abundancia de refinerías con capacidad ociosa y deep pockets que pondrían en jaque al mercado local, a pesar de las barreras físicas para la importación.

Al atraso en el precio, resta sumar el valor al impuesto sobre los combustibles líquidos y al dióxido de carbono según Índice de Precios al Consumidor de todo el 2023.
Otro valor con atraso es el del biocombustibles, bioetanol y biodiésel que componen en un 12% las naftas y el gasoil. Al respecto trascendió que el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, mantiene una ronda de conversaciones con los grandes productores integrados, para definir el contenido de un futuro DNU que establecería un nuevo régimen para los biocombustibles.

La negociación la lleva adelante el flamante subsecretario de Hidrocarburos, Luis de Ridder, ex gerente de Tecpetrol y uno de sus funcionarios de mayor confianza. De Ridder ya se reunió con ejecutivos y empresarios cercanos al Gobierno para revisar el texto del DNU que debería firmar el presidente Milei. La iniciativa cedería a Eduardo Eurnekián una parte importante de la producción de biodiesel en la Argentina a través de Unitec Bio, empresa de biocombustibles del holding Corporación América. Por su parte De Ridder tiene estrecha relación con Hilarión del Olmo, CEO de Explora, empresa integrada de biodiésel en Santa Fe.

Tarifas

El objetivo central de la Secretaría de Energía es el ajuste de las tarifas de luz y gas eliminando los subsidios. Hasta ahora, el ajuste mediante el shock tiene antecedentes en la política del ex presidente Mauricio Macri, con resultados que cabe recordar: en 2019 debieron congelarse las tarifas e implantar nuevamente un corralito.
A pesar de la experiencia pasada, todo indica que el esquema de corrección tarifaria requiere de gradualismo, la gestión de Mauricio Macri intentó aplicar una actualización tarifaria en seis cuotas, pero el fracaso fue estrepitoso y como consecuencia pagó el más alto costo político.

¿El gobierno de Javier Milei podrá hacerlo en solo tres tramos? Nada indica que los usuarios puedan afrontar la medida sin una reacción de la representación política.
Dicho sea de paso: la dirigencia libertaria exhibe una baja calidad en la gestión, carecen de formación técnica y de conocimientos sobre el manejo de la administración de la cosa pública. La segmentación tarifaria sigue siendo un enigma a resolver, para cualquier gobierno.

El sector de mayores ingresos (N1) el de más fácil verificación, sufrió un fuerte aumento de casi 400 % lo que paga por las tarifas de algunos servicios públicos, mientras que el 65% de la población sigue recibiendo importantes subsidios, todo indica que la segmentación es un verdadero intríngulis.

Se insiste con buscar medios de identificación por nivel de ingresos y se aplicaría la quita de subsidios a quienes hayan comprado dólares o viajado al exterior, que abonen medicina prepaga o sean dueños de un auto de menos de cinco años de antigüedad. Independientemente de la necesidad de lograr una reducción sustancial del esquema de subsidios, aún pervive inmanente el fallo CEPIS. Dicho fallo marcó un punto de inflexión en la regulación de tarifas de servicios públicos. En este dictamen, se declaró la inconstitucionalidad de los aumentos tarifarios de gas implementados en 2016, argumentando la falta de consultas públicas y el incumplimiento del principio de tarifas justas y razonables.

Este fallo sentó un precedente importante en la protección de los derechos de los consumidores y subrayó la necesidad de garantizar el acceso equitativo a servicios esenciales, enfatizando la obligación del Estado de proteger los derechos de los ciudadanos en el acceso a servicios básicos.

Además, resaltó la responsabilidad gubernamental de garantizar tarifas que sean justas y razonables, promoviendo así un equilibrio entre los intereses económicos y los derechos fundamentales de la población, por lo que habrá que estar atentos, porque los ajustes tarifarios podrían terminar judicializados.

Verde que te quiero verde

A pesar de haber vociferado en contra del comunismo chino, el gobierno de Javier Milei le pidió al gobierno de ese país y por carta, que por favor renueve la política de intercambio de monedas a través del swap: la necesidad tiene cara de hereje, dicen. En paralelo el ministro Luis Caputo y el ex ministro Domingo Cavallo mantienen un debate público para definir si hay devaluación o no, previo a la liquidación de la cosecha.
“Traigan dólares” habría sido la orden del ministro Caputo a su equipo y que pidió a sus secretarios que se ocupen exclusivamente de buscar divisas. La presión devaluatoria y una supuesta apertura del cepo traba la liquidación de exportaciones y pone en riesgo la dolarización y el programa, habría dicho.

El objetivo fiscal es el propuesto en la VII revisión del acuerdo firmado en junio de 2018 con el FMI, que fija un superávit primario (antes del pago de los servicios de la deuda externa) del 2% del PBI para 2024 (es en pesos, pero equivale a unos 9.500 millones de dólares), cuando en el año 2023 se operó con un déficit primario base caja del 2,9% del PIB. Para llegar a ello deberían incrementar los ingresos con respecto al año 2023 en esa magnitud y, a la vez, reducir el gasto público en 2% del PIB.

Como contrapartida, ante la devaluación del peso -todo indica que va a ser una constante en el gobierno de Milei- se va a incrementar el pago de los servicios de la deuda (se tiene que recaudar más pesos por cada dólar que se paga de deuda), a lo que se suma que, desde el segundo semestre de 2024, comienza a vencer el capital adeudado con los ‘bonistas’ (tenedores de títulos de deuda externa argentinos), del acuerdo realizado el 31 de agosto de 2020 por el entonces ministro Martín Guzmán. Por ende, el ajuste fiscal sobre los gastos en pesos debe ser mayor aún, en una economía que el FMI en forma conservadora estima que se cae en 2,8% del PIB (es en pesos, pero equivale a 13.500 millones de dólares).

FMI

La subdirectora gerente del Fondo Monetario Internacional (FMI), Gita Gopinath, estuvo de gira por la Argentina. Dicen que la calcutense podría ocupar el lugar de Kristalina Georgieva. De paso en Buenos Aires, se reunió a solas con Javier Milei, al que conoció en Davos y que había reiterado su apoyo a las medidas de ajuste.
En aquella oportunidad la delegación argentina con Caputo a la cabeza, firmó un Staff Level Agreement con la delegación del FMI, preparatoria para el inicio de las discusiones técnicas sobre la renegociación del acuerdo por la deuda, que vence en septiembre, y cuyo replanteo podría incluir, nuevos desembolsos.

El nuevo programa aún se desconoce, pero los antecedentes son los modelos Stand By, aplicados en 2018, que consistieron en desembolsos y devoluciones en el corto plazo destinados a minimizar las consecuencias de los desequilibrios en la balanza de pagos; y el Extended Fund Facility (EFF), que se utilizó desde 2022 para financiar los vencimientos del SBA con plazos más largos (el repago termina en 2032), pero con la exigencia de una serie de reformas estructurales como correlato.

La CGT con Gita

Gita Gopinath también se reunió con el secretario de Relaciones Internacionales de la CGT, Gerardo Martínez, quien le expresó su preocupación por la situación económica y social. Tras la visita a la central obrera, sorprendieron las declaraciones de la número dos del FMI: “Dados los costos de estabilización a corto plazo, es esencial sostener esfuerzos para apoyar a los segmentos vulnerables de la población y preservar el valor real de la asistencia social y las pensiones, así como garantizar que la carga del ajuste no recaiga desproporcionadamente sobre familias trabajadoras. Proceder de forma pragmática para asegurar apoyo social y político también es fundamental para garantizar la durabilidad y eficacia de las reformas”, dijo.

Dolarización

Gopinath puso reparos a la dolarización que impulsa Milei, al evaluar y analizar el programa económico argentino y si bien reconoció el “coraje y convicción” de Milei le recomendó proteger a los más pobres. El mensaje contiene en el subtexto una seria advertencia sobre la propuesta, mileísta de “barajar y dar de nuevo”, mensaje contenido en el “reseteo del capitalismo”: Gita dijo que podría romperse el “contrato social” si se tira mucho de la piola. Mientras tanto, para solucionar los problemas de la economía argentina, como el déficit fiscal, frenar el proceso inflacionario y alcanzar un crecimiento sustentable, se plantean medidas contradictorias sin medir sus consecuencias.

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Milicic comenzó su primer proyecto en Perú

La empresa argentina de construcciones y servicios puso en marcha su
primera obra en Perú. Consiste en la construcción de protecciones frente a inundaciones en la quebrada Cabuyal, ubicada en Tumbes, al norte del país.

Milicic comenzó los trabajos para el consorcio Besalco–Stracon (CBS), para la
ejecución de un proyecto de protecciones frente a inundaciones en la quebrada
Cabuyal, como parte del Plan Integral de Reconstrucción con Cambios (PIRCC)
del gobierno de Perú para adecuar la infraestructura dañada por el fenómeno de
“El Niño Costero” en 13 regiones del país.

“Agradecemos la confianza del Consorcio Besalco Stracon en Milicic para la
adjudicación de este importante proyecto que beneficiará a cientos de
pobladores y agricultores de la región Tumbes y al crecimiento de Perú. Esta es
una gran oportunidad para Milicic ya que nos permite darnos a conocer y
mostrar el valor que podemos ofrecer a nuestros clientes”
, expresó Eduardo
Prudencio Rishing, gerente de Proyecto de Milicic Perú.

El proyecto incluye la ejecución de 6.300 metros lineales de diques
longitudinales, materializados con bolsas de geotextil tejido, rellenos de
material seleccionado, la realización de obras conexas y complementarias
(pases de agua, protecciones de canales, cámaras, etc.), además de 4.990
metros de caminos de acceso y 1.059 m2 de intervención paisajística.

La mano de obra estimada, entre directos e indirectos, es de más de 160
colaboradores. Además, MIlicic aportará más de 30 equipos para el proyecto
que tendrá una duración de 9 meses.

“Nuestra perspectiva es continuar realizando las inversiones necesarias en
términos de equipamiento e infraestructura para poder atender el negocio en el
Perú”,
concluyó Eduardo Prudencio.

ACERCA DE MILICIC

Milicic es una empresa argentina de construcciones y servicios con 50 años de
experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los
principales sectores productivos en Argentina y la región. Con más de 2000
empleados y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los
desafíos más complejos en minería, oil & gas, energía e infraestructura

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EXAR obtuvo una recomendación para nuevas certificaciones de calidad

Durante el mes de febrero, EXAR – la compañía dedicada al desarrollo y producción de carbonato de litio en el Salar Cauchari-Olaroz– continuó trabajando en su relación con las comunidades vecinas, obtuvo una recomendación para nuevas certificaciones de calidad y realizó una celebración junto a sus colaboradores.

En el plano comunitario, con el objetivo de desarrollar las economías regionales, EXAR coordinó la realización de un nuevo Taller de Curtido Orgánico Ancestral, en conjunto con el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI). Los participantes del curso fueron recibidos por el especialista Tomás Calpanchay en su hogar ubicado en el Campo Paraje, Las Lomitas.

Allí se llevó adelante el proceso de recuperación y preservación del cuero de forma totalmente natural. El curtido orgánico ancestral es un método transmitido de generación en generación, basado en el uso de ingredientes de la naturaleza, como extractos de plantas, aceites vegetales y sales, en lugar de productos químicos sintéticos, según precisaron desde la empresa.

Certificación

En cuanto al área operacional, EXAR superó la auditoría de su Sistema de Gestión Trinorma en sus instalaciones, de acuerdo con los estándares de ISO 9001 para Calidad, ISO 14001 para Gestión Ambiental e ISO 45001 para Seguridad y Salud en el Trabajo. De esta manera, la compañía ya quedó en condiciones de avanzar hacia la certificación de las mismas.

La certificación Trinorma engloba las tres normas internacionales mencionadas. Este sistema de gestión garantiza que se cumplan los rigurosos estándares en calidad, medio ambiente y seguridad laboral. La ISO 9001 impulsa la mejora continua y la satisfacción del cliente; la ISO 14001 gestiona impactos ambientales; en tanto, la ISO 45001 previene riesgos laborales mediante sistemas de seguridad y salud ocupacional.

Por último, EXAR se sumó a las celebraciones por el carnaval, un acontecimiento único en el país, a través de un “rompe rutinas” celebrado el jueves de comadres. Todos los colaboradores de la compañía disfrutaron de una jornada a puro color y sabor, compartiendo platos típicos, música y bailes tradicionales de la puna jujeña.

, Redaccion EconoJournal

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El absurdo conflicto que daña al sector petrolero

Luego de lo que sucedió con Chubut, cualquier potencial inversor externo, enterado de que un gobernador argentino frenaría la producción de hidrocarburos de su provincia con el respaldo de sus pares, seguramente se espantará. Antes de que se frustrara la votación de la ley ómnibus, entre los especialistas había un amplio consenso en que a partir de este año el sector de hidrocarburos iba a consolidar su despegue mediante nuevas inversiones que permitirían aumentar la producción, la productividad, los saldos exportables y el ingreso de divisas para aprovechar el período de transición hasta las futuras restricciones que impone el cambio […]

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Hidrocarburos: finaliza la concesión de Medanito y analizan alternativas

El gobernador Sergio Ziliotto confirmó ayer que, a pesar de la virulenta crisis desatada a partir del 10 de diciembre pasado, La Pampa no bajará los brazos ni dejará en el olvido planes que a futuro redundarán en beneficios concretos para la sociedad pampeana, especialmente en materia de generación de las llamadas “energías limpias» y renovables. El secretario de Energía y Minería, Matías Toso, reflexionó sobre el mensaje del Gobernador apuntando especialmente a los temas que son de competencia de la Secretaría a su cargo entre ellos, la construcción del Parque Fotovoltaico en General Pico. “Apostamos al desarrollo energético y […]

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Figueroa anunció un peaje en las rutas de Vaca Muerta

El gobernador anunció medidas para salvaguardar y financiar la infraestructura subterránea de la provincia. Durante el discurso de inauguración de la Legislatura de Neuquén, el gobernador Rolando Figueroa anunció una medida decisiva para financiar y proteger la infraestructura subterránea de la provincia. La implementación de un «sistema moderno de peaje» es una estrategia crucial para preservar las rutas, especialmente aquellas conectadas con la industria petrolera. Figueroa argumentó que mientras que los camiones con patentes provinciales sínterás cobros diferenciales, este sistema no impondrá costos a los vehículos livianos con patentes registradas en Neuquén. La iniciativa tiene como objetivo garantizar que las […]

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Rolando Figueroa planea «un sello distintivo» para el gas de Vaca Muerta

El gobernador impulsa un plan para que Vaca Muerta alcance la meta de carbono cero para competir en mercados internacionales. Además, pidió que se apruebe la reforma de la Ley de Hidrocarburos. El gobernador Rolando Figueroa anunció que impulsará un plan para generar “un sello distintivo” para que el gas de Vaca Muerta logre la meta de carbono net zero y para penetrar en mercados altamente competitivos a nivel internacional. Durante la apertura del 53º periodo de sesiones ordinarias de la Legislatura de Neuquén, el mandatario presentó las líneas de acción “para maximizar el aprovechamiento del recurso hidrocarburífero”, y pidió […]

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Buscan garantizar el servicio de gas natural en Rincón de los Sauces

El ministro de Infraestructura, Rubén Etcheverry, recibió ayer a la intendenta de Rincón de los Sauces, Norma Sepúlveda; la diputada provincial, Daniela Rucci; el gerente general de Patagonia Energy S.A., Santiago Cichero; y el presidente de Hidrocarburos del Neuquén S.A (Hidenesa), Raúl Tojo. El encuentro fue para abordar una agenda de trabajo que permita garantizar la provisión del gas en Rincón de los Sauces durante el próximo invierno. Sobre la reunión, el ministro de Infraestructura comentó que “estuvimos trabajando con la intendenta de Rincón de los Sauces, personal de Hidenesa y con el de Patagonia Energy, que son los concesionarios […]

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Hidrocarburos: La Dirección de YPF aprobó la liberación de 55 «maduros», incluido el de Chubut

El directorio de YPF aprobó por unanimidad la salida de fincas de baja producción, a veces conocidas como «maduros», por falta de rentabilidad. Los puestos de trabajo quedarían garantizados por la empresa estatal, la cual también procedería a la venta o restitución de los recursos concesionados. Según se informó, a través de un comunicado oficial, existen 55 áreas mineras convencionales ubicadas fuera de Vaca Muerta. Después de evaluar estas actividades, la compañía petrolera descubrió que estaban sobrevaluadas. Como resultado, ajustó a la baja el valor contable de dichas posiciones, resultando en una pérdida de saldo de US$1.800 millones. “El plan […]

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Países de la OPEP+ extenderán los recortes voluntarios en su producción de petróleo hasta junio

Los recortes voluntarios en la producción de petróleo de 2,2 millones de barriles diarios dispuestos por algunos de los países miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y aliados (OPEP+) serán extendidos hasta fines de junio. Así lo confirmaron Rusia, Arabia Saudita y otros países durante el fin de semana, en un intento por reforzar la recuperación de los precios internacionales del crudo. El precio del Brent no reaccionó a los anuncios: cotizaba a US$ 83,46 por barril en la mañana de este lunes, apenas unos centavos por debajo del precio de cierre del viernes.

La estatal Agencia de Prensa Saudí informó que Arabia Saudita prolongará su recorte voluntario de un millón de barriles diarios hasta fines de junio en coordinación con otros países exportadores, según fuentes del Ministerio de Energía saudí. El país también mantendrá hasta diciembre un recorte de 500.000 barriles diarios dispuesto en abril de 2023. La producción saudita de crudo se mantendrá en aproximadamente 9 millones de bpd hasta la segunda mitad de año.

Por otro lado, Rusia anunció un nuevo recorte de producción de 471.000 bpd para junio. Este recorte es adicional al recorte de 500.000 bpd que comenzó en marzo de 2023 y que Rusia decidió prorrogar hasta el fin de 2024. La producción rusa disminuirá en 350.000 barriles en abril, 400.000 en mayo y 417.000 en junio. Si bien disminuirá su producción, Rusia irá aliviando gradualmente el recorte que impuso sobre las exportaciones de petróleo crudo, por lo que habría más crudo ruso en los mercados para junio.

A royalty free image from the oil and gas industry of two oil workers in an oil field at duck.

«Para mantener la estabilidad del mercado, estos recortes adicionales se restablecerán gradualmente dependiendo de las condiciones del mercado«, después del final del segundo trimestre, dijo el viceprimer ministro ruso Alexander Novak. Rusia se comprometió a mantener su producción en 9,5 millones de bpd en 2024.

Argelia, Kazajistán, Omán, Irak, Kuwait y Emiratos Árabes Unidos también confirmaron que mantendrán sus recortes voluntarios. Sumando a Rusia y Arabia Saudita los recortes voluntarios ascienden a un total de 2,2 millones de barriles diarios durante el segundo trimestre de 2024.

Producción récord en EE.UU.

Los mercados evalúan cuál será la foto de la producción de crudo en Estados Unidos para este año: cerró 2023 con una producción récord de 13 millones de bpd. En su reporte más reciente, la Agencia de Información Energética disminuyó su pronóstico de crecimiento de la producción en EE.UU. para este año de 290.000 a 170.000 bpd, aunque espera que sume 390.000 bpd en 2025.

La pregunta de fondo es por cuánto tiempo más la producción estadounidense puede operar como contrapeso a la producción de la OPEP+, dado que se espera un plateau en la producción de shale oil. Líderes de la industria habían planteado el tema en el CERAWeek 2023, el mega evento petrolero estadounidense. “La participación de mercado de la OPEP probablemente crezca de un 30% hoy a un lugar cercano al 50%. El mundo volverá a ser lo que teníamos en los años 70 y 80, a menos que hagamos algo para cambiar esa trayectoria”, analizó en su momento Ryan Lance, director ejecutivo de ConocoPhillips

, Nicolás Deza

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Foro de Inversiones y Negocios Mendoza: crece el interés por los hidrocarburos, energía y sus servicios asociados

La segunda jornada del Foro contó con mesas de negocios e inversiones en petróleo y energía, de las que participaron miembros del equipo del Ministerio de Energía y Ambiente. “Hemos podido mostrar la visión estratégica de la provincia”, afirmó el subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sanchez Bandini. La energía y sus servicios asociados despertaron gran interés en el Foro de Inversiones y Negocios de Mendoza, que reunió a más de 4.500 ejecutivos y representantes de empresas de Argentina y de 45 países, como Estados Unidos, Japón, México, Australia, Brasil, Países Bajos, Chile y Angola. El principal encuentro de networking […]

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Con la venia de Javier Milei, Paolo Rocca copa el sector de los hidrocarburos

Ubicó a varios de sus cuadros en YPF y en sillas del área energética. Apuesta a seguir ganando en la era libertaria y a ser el nombre fuerte del petróleo. Con el control del sector metalúrgico del país como espalda, Paolo Rocca va por más. Desde la llegada de Javier Milei a la Casa Rosada, Techint se convirtió en la corporación que más personas colocó en la administración libertaria y ahora busca el control total del sector petrolero vía YPF y la subsecretaría de Hidrocarburos. Ahora, la corporación encabezada por Rocca está jugando un pleno al reseteo del país, que […]

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La digitalización industrial como catalizador de la eficiencia energética para un futuro sostenible

En un mundo cada vez más preocupado por la sostenibilidad y el impacto ambiental, la eficiencia energética se ha vuelto un pilar fundamental para el desarrollo industrial responsable. En este contexto, las soluciones de digitalización se han convertido en aliadas indispensables para optimizar el consumo de energía y reducir la huella de carbono que se desprende de dichas operaciones. El origen de este interés tiene sustento en las siguientes cifras: la producción industrial es responsable del 30% de las emisiones de CO2 y del 37% del consumo global de energía. Mientras aumentan los índices del calentamiento global, se estima que […]

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Nación anunció que a partir de octubre dejará de importar gas de Bolivia

El gobierno nacional dejará de importar gas de Bolivia en el mes de octubre. El dato, fue adelantado por la Secretaría de Energía donde se debatió el nuevo sistema de subsidios de energía.

Según replicó el diario local Río Negro, Fernando Solanet, funcionario de la Secretaría detalló las fuentes de origen del gas natural que consume el país y también sus costos, para explicar la incidencia que los mismos tienen en la determinación del precio del gas en Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).

“La importación de gas de Bolivia disminuirá a cero a partir de octubre, en principio, para nunca más volver”, aseguró el funcionario en la audiencia pública.

Solanet presentó un archivo sobre las estimaciones del sistema de gas del país para este año. En el mismo, se señala tanto el gas proveniente de la producción nacional por medio del Plan Gas.Ar, pero también las importaciones previstas de GNL (gas natural licuado) por barco y las de Bolivia.

El esquema marca que, a pesar de la última adenda del contrato de importación entre la nacional Enarsa y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) pone fin a los envíos el próximo 1 de julio, el gobierno ya prevé continuar con esas importaciones hasta el 30 de septiembre.

La extensión se debe a las demoras en las obras de la Reversión del Gasoducto Norte, que se había proyectado que esté listo en mayo, pero que aún no se finalizó la licitación en sí de los trabajos, estando pendiente la definición de la adjudicación de uno de los tres renglones en los que se dividen los trabajos.

El esquema previsto por Nación contempla los volúmenes de importación de Bolivia de 4,5 millones de metros cúbicos por día para julio, mes que como se marcó no estaba previsto en el fin del contrato.

También para agosto y septiembre se contempla la importación de 2,4 millones de metros cúbicos por día desde Bolivia, señalándose además que así como hasta julio el precio previsto es de 11,4 dólares por millón de BTU, para agosto y septiembre ese valor bajaría a 7,90 dólares por millón de BTU (valores altos si se toma en cuenta que el precio promedio del gas nacional es de 3,91 dólares).

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Bolivia está cada vez más cerca de dejar de exportar gas y tener que comprarlo por una fuerte caída de la producción

El sector de hidrocarburos en el país sudamericano pasa por una de las etapas más difíciles. La fabricación pasó de 49,9 trillones de metros cúbicos al día en 2014 a 40 mm3d en 2022. Expertos sostienen que en poco tiempo deberá adquirirlo para abastecer su propia demanda. El sector de hidrocarburos en Bolivia pasa por una de las etapas más difíciles con el declive de la producción de gas natural y sin una certificación actualizada de sus reservas, que para algunos expertos implicaría que en poco tiempo el país deje de exportar este recurso y tenga que comprarlo para abastecer […]

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Gazprom planea inversiones por 17.600 millones de dólares en 2024

Gazprom aprobó los borradores del programa de inversiones y el plan financiero para 2024, que contempla inversiones por un valor de 17.600 millones de dólares.

El plan financiero aprobado permitirá la plena cobertura de las obligaciones de la empresa sin déficit. Las decisiones sobre la financiación de la deuda en el marco del programa de préstamos de la compañía se tomarán sobre la base de las condiciones del mercado, la liquidez y las necesidades de financiación de Gazprom, dijo la compañía.

Gazprom añadió que la información sobre sus resultados operativos preliminares para 2023, los borradores del programa de inversiones y el presupuesto de la compañía para 2024, y el programa de inversiones y el presupuesto previstos para 2025-2026 se someterán a la consideración del consejo de administración de Gazprom.

El programa de inversiones de Gazprom para 2024 incluye la financiación de proyectos prioritarios, como el desarrollo de los centros de producción de gas en la península de Yamal y el este de Rusia, la línea troncal de gas Power of Siberia, el complejo de procesamiento de gas de Gazprom y la ampliación de las infraestructuras de gas en las regiones rusas, así como proyectos que garanticen el equilibrio del gas en los periodos punta.

A finales de octubre, la compañía informó de que actualmente está llevando a cabo los programas actualizados 2021-2025 para el suministro de gas y la expansión de la infraestructura de gas en 72 entidades constitutivas de la Federación Rusa.

Como resultado de la aplicación de los programas quinquenales, los residentes de más de 977.000 hogares y apartamentos de 5.700 localidades accederán por primera vez al gas de red. Un total de 4.700 salas de calderas podrán funcionar con gas, según la compañía.

En la actualidad, se está ampliando el gasoducto Power of Siberia, concretamente, se están construyendo loopings y aumentando la capacidad de los compresores. Gazprom también sigue aumentando la capacidad del gasoducto Sajalín-Jabarovsk-Vladivostok.

Se está aumentando el caudal del gasoducto, entre otras cosas, para satisfacer la creciente demanda de gas en los territorios de Jabárovsk y Primorie, dijo Gazprom.

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Cammesa comenzó los procesos de embargos contra cooperativas eléctricas

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (Cammesa) inició el proceso judicial de embargo para reclamar a la Cooperativa Eléctrica de Trelew por una deuda que supera los $6.000 millones si se contabilizan los intereses por la mora. La demanda original se había iniciado en septiembre del año pasado. La medida se da tras una semana de conflicto por el recorte de fondos entre el gobierno de Javier Milei y el de Ignacio Torres.

La situación, que afecta a todas las cooperativas de la provincia y que viene siendo denunciado con advertencias que de hecho no se han llevado a cabo, muestra la existencia de un problema que abarca a todas las distribuidoras del país, encabezadas por EDENOR y EDESUR en la Ciudad de Buenos Aires, que al recaudar por debajo del costo pagan a su vez monto inferior a la factura de la administradora.

En paralelo, el Estado nacional dejó de cubrir con subsidios esas diferencias, por lo que el sistema podría empezar a resquebrajarse y a afectar a miles y miles de usuarios ante eventuales cortes parciales o totales de suministro.

La deuda total de 394.700 millones de pesos a CAMMESA, es la consecuencia del atraso de tarifas que se viene registrando en los últimos años según se denuncia y, como las distribuidoras recaudan menos del costo de generación, hacen pagos parciales, lo que fue acumulando ese monto en los últimos años.

A ese problema crónico se suma la reciente decisión del Estado nacional de dejar de subsidiar esas diferencias. Con esos aportes, CAMMESA podía cumplir con sus obligaciones hacia generadoras y transportistas, pero al dejarse sin efecto esa medida -en busca de lograr el superávit fiscal que persigue el gobierno-, entró en riesgo toda la cadena de pagos y la eventual afectación a los usuarios.

A su vez, la compañía mayorista inició un proceso para reclamar las deudas acumuladas por las distribuidoras de todo el país.

Según un informe, las principales deudoras son EDENOR, con 107.104 millones de pesos; EDESUR, con 53.688 millones; y otras 3 compañías que operan en provincia de Buenos Aires, con un monto del orden de los 57 mil millones de pesos en conjunto.

En los últimos días la cooperativa de Trelew recibió una notificación de CAMMESA anunciando que le trabará embargo por un monto de alrededor de 6 mil millones de pesos por lo que, no se descarta que una medida similar pueda afectar a otras distribuidoras de la provincia.

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La OPEP+ resolvió mantener los recortes a la producción de petróleo hasta el 30 de junio

La Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados (OPEP+) decidió extender hasta el 30 de junio sus recortes de suministro de petróleo, en un intento por evitar un superávit mundial y apuntalar los precios, según informó el cartel en un comunicado, tras una reunión virtual desde Viena, Austria.

Las restricciones implican una reducción de unos 2 millones de barriles diarios, y permanecerán vigentes hasta finales de junio, según declaraciones de miembros como Arabia Saudita, que representa la mitad de los recortes comprometidos.

Rusia, un aliado extra OPEP, prometió fortalecer su papel centrándose más en los recortes de producción que en las exportaciones.

El actual recorte conjunto que este grupo de países, liderado por Arabia Saudita y por Rusia, data del otoño de 2022 y supone la retirada del mercado global de 2,2 millones de barriles diarios. De esa cifra, casi la mitad (un millón) recaerá sobre los hombros de Riad, que lleva meses poniendo en el mercado nueve millones de barriles, lejos de su capacidad potencial. Moscú sumará casi medio millón más, y el resto se lo repartirán el resto de miembros, con Irak y Emiratos Árabes Unidos a la cabeza.

Los inversores y los analistas se habían mostrado ampliamente favorables a la extensión y la consideraron necesaria para compensar una pausa estacional en el consumo mundial de combustible, según informó la agencia

La caída en los bombeos de los miembros de la OPEP+ se hizo muy necesaria frente al aumento en la producción en países como Canadá, Estados Unidos, Guyana y Brasil, que operan en esquistos.

Esta producción extra OPEP y los abundantes suministros de los países del cartel petrolero han anclado los precios internacionales del petróleo cerca de 80 dólares por barril, incluso cuando el conflicto en Medio Oriente perturba el transporte marítimo regional.

Arabia Saudita, el mayor productor de crudo del mundo necesita un precio superior a los 90 dólares por barril mientras gasta miles de millones de dólares, en una transformación económica que abarca ciudades futuristas y torneos deportivos, según un informe elaborado por la agencia calificadora de riesgo crediticio Fitch Ratings.

Su mayor socio en la alianza, Rusia, también busca ingresos para seguir librando la guerra contra Ucrania.

Estas últimas restricciones a la producción, que profundizan las reducciones realizadas el año pasado, “se restablecerán gradualmente sujeto a las condiciones del mercado” después del segundo trimestre, dijeron los países en los medios estatales.

Rusia, que tiene una exención única para dividir sus restricciones entre la producción y las exportaciones de petróleo crudo y productos refinados, pondrá mayor énfasis en los recortes a la producción de crudo durante el próximo trimestre, dijo el viceprimer ministro Alexander Novak .

Esa promesa puede ofrecer cierta satisfacción a Riad. El Ministro de Energía saudita, el Príncipe Abdulaziz bin Salman, expresó su decepción el año pasado porque Moscú no había acordado recortar la producción, lo que impacta más directamente los equilibrios del mercado global que los cambios en las exportaciones.

En abril, el recorte de Rusia comprenderá 350.000 barriles diarios de producción y 121.000 barriles diarios de exportaciones.

En mayo, serán 400.000 barriles diarios de producción y 71.000 barriles diarios de exportaciones, mientras que en junio las restricciones vendrán únicamente de la producción.

Aun así, Rusia y otros miembros del grupo no han cumplido hasta ahora plenamente sus compromisos.

Irak y Kazajstán bombearon colectivamente varios cientos de miles de barriles diarios por encima de sus cuotas en enero, pero prometieron mejorar el cumplimiento e incluso compensar cualquier sobreproducción inicial.

La decisión del grupo de ampliar sus restricciones para el segundo trimestre puede haber sido ampliamente esperada, pero la OPEP+ probablemente enfrentará una decisión más difícil en su próxima reunión programada para el 1 de junio, cuando los ministros establecerán la política para la segunda mitad del año.

Los pronósticos de la Agencia Internacional de Energía en París sugieren que, con la desaceleración del crecimiento de la demanda mundial de petróleo y el aumento de la nueva oferta de las Américas, la OPEP+ tendrá que perseverar en sus recortes durante todo el año.

No está claro si todos los miembros estarían dispuestos a suscribirse a esa política. Si bien Arabia Saudita a menudo ha instado a la necesidad de actuar con cautela, su vecino, los Emiratos Árabes Unidos, ha estado dispuesto a aprovechar las recientes inversiones en nueva capacidad de producción.

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Cámara de biocombustibles apoyó la convocatoria al Pacto de Mayo

La Cámara Argentina de Biocombustibles –CARBIO- respaldó el discurso del presidente, Javier Milei, en la apertura de sesiones ordinarias del Congreso Nacional y alentó a los gobernadores a sumarse al Pacto de Mayo.

“El discurso del Presidente de la nación ante la asamblea legislativa en ocasión de la apertura de sesiones ordinarias, fue claro y preciso en el camino a transitar para salir de esta profunda crisis económica y social”, señaló CARBIO en un comunicado de prensa distribuido hoy.

En ese sentido alentó a “a los gobernadores a sumarse al Pacto de Mayo por un desarrollo sostenible, que promueva el valor agregado y competitividad de la bioenergia y toda nuestra agro-industria, en beneficio de todos los Argentinos”.

El comunicado de la entidad se sumó a un amplio número de instituciones de diferentes ámbitos del quehacer nacional que se pronunciaron a favor del diálogo.

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Offshore: la noruega Equinor comienza la exploración sísmica en tres bloques del sur del Mar Argentino

La compañía noruega Equinor comenzó el fin de semana la exploración sísmica en el sur del Mar Argentino, a 26 kilómetros de las costas de Tierra del Fuego. Fuentes del sector confirmaron a EconoJournal que los bloques donde la empresa hará los estudios en busca de hidrocarburos son Cuenca Austral 105 y 106 (AUS 105 y AUS 106) y Cuenca Malvinas Oeste 121 (MLO 121).

Equinor lo hará como operadora y en sociedad con YPF y CGC en la Cuenca Austral y como único jugador en MLO. Completará una adquisición de sísmica 3D de 8.000 kilómetros cuadrados (km2). Pero, en total, la campaña offshore completa en CAN, AUS y MLO de Equinor sumará más de 12.000 km2 de sísmica para buscar hidrocarburos.

El buque que hará la sísmica en estos tres bloques es el BGP Prospector, el mismo que el 14 de febrero terminó los trabajos en el bloque Cuenca Argentina Norte (CAN 100), frente a las costas bonaerenses. Para mitad de año las petroleras podrían tener los primeros resultados de este trabajo. La base operativa en tierra que utilizará el BGP Prospector y los dos barcos de apoyo será Puerto Deseado, en la provincia de Santa Cruz.

Sur

El objetivo de este proceso de exploración consiste en comprobar la existencia de hidrocarburos en el subsuelo marino mediante el uso de buques que poseen equipos de ultrasonido que toman imágenes 3D y permiten visualizar cuál es el potencial real.

Los tres bloques están contiguos frente a la ciudad fueguina de Río Grande y tuvieron la aprobación del estudio de impacto ambiental a fines de diciembre de 2023. Los bloques tienen una superficie de 2129 km2 (AUS 105) y 2.160 km2 (AUS 106. Por su parte, el bloque MLO 121 posee una superficie de 4.283 km2.

, Roberto Bellato

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Más presión: las petroleras aumentaron un 7,5% la nafta y el gasoil

Las petroleras aplicaron un nuevo aumento de los precios de la nafta y el gasoil. La suba de los combustibles llega al 7,5% en promedio a nivel nacional. Es consecuencia del incremento en los impuestos a los combustibles (que impacta en casi 4%), la devaluación contra el dólar (2% mensual) y el peso de los biocombustibles.

Así, la nafta súper, que estaba $744 el litro, ahora trepa a $ 800 en las estaciones de servicio de YPF de la Ciudad de Buenos Aires, el lugar más económico, con excepción de la Patagonia (donde no se paga el impuesto a los combustibles). La premium alcanza los $ 989 por litro.

En tanto, el diésel súper subió de $ 784 a $ 843 y en su versión premium pasó de costar $ 998 a $ 1.073, y superó la barrera de los mil pesos.

La actualización de los impuestos será mensual hasta junio, inclusive. El Gobierno busca recaudación tributaria por casi $ 4 billones solo por esta vía, un 0,5% del Producto Interno Bruto o casi el 10% del ajuste fiscal que quiere hacer Javier Milei.

Los ejecutivos petroleros consideran que la nafta súper debería rondar u$s 1,20 a u$s 1,23 por litro, para lo que todavía restan más aumentos.

Además de la nafta, marzo llega con subas en colectivos, empleadas domésticas, prepagas, tarifa de luz, colegios privados, alquileres, trenes y taxis.

Estos nuevos ajustes incidirán en la inflación que, aunque muestra signos de desaceleración, aún se muestra en los dos dígitos. La suba en los combustibles es lo que más preocupación genera, y eso se ve traducido incluso en las búsquedas de Google. 

Catamarca y Chubut son las provincias en las que estos conceptos levantaron mayor interés en las últimas horas. CABA, Buenos Aires, y Córdoba, las que siguen.

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Advierten que la baja participación de Subasta de Cargo por Confiabilidad podría provocar apagones

Como ya había anticipado Energía Estratégica, la publicación de los resultados de la Subasta de Cargo por Confiabilidad para el 2027/2028, generaron polémica en el sector renovable ya que expertos advierten que los proyectos adjudicados no son los suficientes para cubrir la alarmante demanda entrante.

Sumado a esto, se prevén por posibles demoras en la entrada en operación de dichos desarrollos debido a los problemas de licenciamiento ambiental que atraviesa el país.

Esta preocupación quedó expuesta en el marco del evento ¿Cómo garantizar la energía en el país? Una mirada a la inversión, a las reglas del sector y al riesgo de desabastecimiento organizado por Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen).

Allí, el contralor delegado de Minas y EnergíaGermán Castro, analizó la coyuntura actual y manifestó su preocupación por los resultados de la Subasta de Cargo por Confiabilidad.

«Nos preocupa que la subasta del 15 de febrero no cubre el crecimiento proyectado. Ni siquiera tenemos certeza de que los proyectos adjudicados vayan a entrar para el 2027 o el 2028”, explicó.

Y agregó: “Además, no entendemos de qué manera podrán articularse esta serie de proyectos de mediano tamaño con el sistema de transmisión y de distribución para que la energía pueda ser entregada”.

A su vez, Castro enfatizó en la importancia de hacer frente a las intermitencias de los proyectos de energías limpias previstos.

“Cuando entran energías renovables no convencionales que son variables se requiere de sistemas de almacenamiento para estabilizarlas. La preocupación más grande es que hace 4 años se hizo la primera subasta de almacenamiento y muchos proyectos no han ni empezado”, se lamentó.

De esta forma, el experto asegura que para optimizar la energía alternativa como la solar y la eólica se tendrían que haber dado más subastas de almacenamiento que nunca ocurrieron, lo cual afectó a la productividad del Estado causando problemas presupuestarios.

E insiste rememorando el histórico apagón ocurrido hace aproximadamente 30 años: «Nos preocupa que los choques externos por la antigüedad de muchos proyectos existentes nos lleven a repetir experiencias como la del 1992 y 1993«.

«Las causas de aquel apagón están vinculadas al crecimiento de la demanda, las altas perdidas de energía, las hidrologías, el mantenimiento y las bajas existencias de combustibles, la tasa de salida de las plantas de generación, índices de indisponibilidad, niveles mínimos operativos de los embalses, tarifas e incobrabilidad”, agregó.

Por último, Castro  aseguró que Colombia afronta varios de estos problemas por lo que solicitó el trabajo articulado de sujetos de control, entidades del Estado, prestadores privados y empresas particulares que administran recursos públicos para dar solución a la situación y evitar crisis estructurales.

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Nuevas autoridades de la Cámara Panameña de Energía Solar anticipan un auge de paneles fotovoltaicos

La Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), organización integrada por personas naturales y jurídicas de carácter industrial, comercial, académico, así como de servicios en el sector de la energía solar, lleva cerca de una década comprometida con el crecimiento del sector.

Este año, el gremio que representa a más de 50 miembros activos eligió a las nuevas autoridades que formarán parte de su Junta Directiva por un periodo de dos años y liderarán sus esfuerzos en la promoción del desarrollo de la energía solar como alternativa confiable y limpia para el crecimiento y expansión de la matriz energética del país.

“La nueva junta directiva está compuesta por gente con experiencia y sangre joven, ambos con ganas de trabajar para llevar paneles solares hacia todas las casas y todos los comercios del país”, introdujo Juan Andrés Navarro, presidente electo de la CAPES.

En conversación con Energía Estratégica, Juan Andrés Navarro precisó que lo acompañará en la vicepresidencia ⁠Felix Moulanier y completarán la directiva grandes colegas como Cindy Prieto (SECA Energy), Manuel Gimenez (La Casa de las Baterias S.A.), Dario Torres (CELTEC), Angelo Patiño (Solar Power Pat, S.A.), Mónica Escalante (Neo Energy), Camilo Amado (POWERLINK) y  Rafael Linares (Gesodi Energia). 

Tres pilares importantes guiarán a estos profesionales del sector durante su gestión al frente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). En concreto, el presidente de CAPES numeró:

1-Impulsar la adopción masiva de la energía solar como alternativa inmediata para democratizar la energía y disminuir el costo de la luz para el panameño común

2-Fomentar la expansión sólida y considerable de la industria de energía solar distribuida para el autoconsumo insistiendo en que se tumben barreras a su expansión, como requisitos innecesarios para sistemas menores de 15 kW

3-Promover de manera proactiva la expansión masiva de la energía solar como fuente de generación del Sistema Eléctrico Nacional, a fin de promover la lucha contra el cambio climático para salvar el planeta.

En el inicio de este 2024, Panamá cuenta con 542 MW de energía solar instalada en el mercado mayorista y en el orden de 100 MW de autoconsumo solar en redes de distribución. Y, desde la perspectiva de la CAPES, no sólo se puede ir aún más allá sino que se debe hacerlo.

“La industria solar ha crecido y va a seguir creciendo de una manera radical. Este 1 de marzo a las 12 del mediodía nuestra matriz de generación tiene un 28.5% de térmica y estamos en 71.5 % de energías renovables, de los cuales la solar representa 30% de la matriz total y podemos más”, confió el presidente de CAPES.

El compromiso de Panamá en esta década involucraría alcanzar la meta establecida en el orden de los 1,700 MW de capacidad instalada en energía solar distribuida para el 2030 y para lograrlo, se debería crecer en el orden de los 250 MW anuales o, logrando una meta intermedia, al menos 100 MW.

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Torres aportó más detalles sobre la propuesta de la empresa de energía patagónica

Días atrás, el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, le envió un ultimátum a Javier Milei ante la retención de fondos de coparticipación correspondientes a esa provincia por parte del Gobierno Nacional y avisó que, de no normalizarse la situación, frenarían la provisión de energía al resto del país. 

Al mismo tiempo, Torres auguró que se creará una empresa patagónica de energía, que nuclearía a todas las provincias de la región productoras de energía, con el objetivo de dar respuesta a distintos conflictos con el Poder Ejecutivo Nacional. 

Pero el pasado viernes 1 de marzo, el gobernador de Chubut inauguró el período de sesiones ordinarias en la Legislatura provincial y brindó más detalles sobre la situación eléctrica de la provincial y el rol que tendrá la empresa patagónica de energía. 

“El 7 de marzo nos encontraremos con los gobernadores de la Patagonia, y presentaremos una propuesta, que tiene que ver con de qué manera podemos aprovechar la generación de energía de la Patagonia, siendo el motor energético es inconcebible que paguemos la energía más cara de lo que la pagan los porteños en Recoleta o Puerto Madero”, afirmó.

“Esta empresa patagónica de energía tiene como objetivo participar y ser vinculante en las nuevas concesiones que se van a dar el año que viene por las hidroeléctricas en todo el país”, agregó. 

Pero bajo ese mismo discurso, vaticinó que se presentará una demanda en la Corte Suprema de Justicia con respecto a quién tiene el poder concedente de los recursos provinciales, refiriéndose a los caudales hídricos que se utilizan para generar energía. 

“No es contra ninguna empresa, es en favor de la provincia, para que en esa negociación podamos entre otras cosas, tener interconectados un montón de pueblos que se encuentran aislados energéticamente”, aclaró Torres. 

Y si bien la principal disputa con el Ejecutivo Nacional está ligada a la retención de fondos de coparticipación y el corte de suministro de hidrocarburos y gas natural, el gobernador de Chubut no dejó de lado a las fuentes más limpias al momento de referirse a la empresa patagónica de energía.

“Será la primera vez que esa agenda de desarrollo será plasmada y ratificada en cada una de las legislaturas de las provincias patagónicas para elevárselo también al gobierno nacional. Y estoy hablando del potencial que tenemos en no convencionales, en nuestras cuencas maduras, en materia energética, renovables, hidrógeno verde, sector ovino, pero también, aunque muchos digan que no se puede, industrializar nuestros recursos”, subrayó. 

“En la Patagonia también se le puede agregar valor a nuestros recursos, también podemos ser competitivos y se lo vamos a demostrar al gobierno nacional y al resto de las regiones de Argentina”, concluyó minutos antes de abrir las sesiones ordinarias de la Legislatura de Chubut. 

Situación de las renovables y la transmisión en la Patagonia

La Patagonia suma 1.576 MW eólicos instalados, lo representa aproximadamente el 42,5% de la potencia eólica de todo el país y cerca del 27% de toda la capacidad renovable operativa de Argentina (5916 MW). 

Sin embargo, a lo largo de los últimos años la región ha visto una merma en la cantidad de parques que entrar en funcionamiento o que se proyectan a través del Mercado a Término (MATER), debido a que es una de las regiones con mayores cuellos de botella por la falta de capacidad de transporte disponible. 

Pero el gobernador de Chubut reconoció que continúan los trabajos de  ampliación y remodelación de la estación Coihue como también para la interconexión Garayalde – Camarones, Esquel – Gobernador Costa – Rio Senguer, y el de Paso de Indio – Los Altares, siendo esta última la que permitirá independizar a 8 pueblos de la generación de energía con motores a combustión. 

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Hito en Ecuador: realizan venta de IRECs de una Planta Solar de 1 MW

En un logro sin precedentes para Ecuador, se ha llevado a cabo la venta total de Certificados de Energías Renovables Internacionales (IRECs) provenientes de una planta solar de 1 MW ubicada en El Dorado, desarrollada por el Grupo El Rosado, un holding integrado por las reconocidas empresas del país que apuesta a la generación distribuida en sus comercios. 

Drex, una compañía dedicada a registrar, gestionar, emitir y vender certificados de energías limpias en Ecuador, ha protagonizado la exitosa venta de estos títulos internacionales a Southpole

En conversaciones con Energía Estratégica, Joselyne del Rosario, Chief Executive Officer de DREX, destaca: “Este logro marca un hito en la industria ecuatoriana, ya que nunca antes se habían adquirido IRECs de plantas solares en el país. Hasta el momento, los registros de estos certificados estaban vinculados principalmente a hidroeléctricas, con una falta de apoyo significativo para proyectos de pequeña escala”.

Y agrega: “Esto representa un avance importante al permitir que instalaciones de menor escala accedan a sistemas económicos adicionales, mejorando así su viabilidad financiera”.

En efecto, se incrementa el apetito de muchas empresas de diversos sectores por adquirir IRECs por su trazabilidad y certificación internacional. En otras palabras, es un certificado sujeto al estándar de la IREC foundation a nivel global que busca que de manera voluntaria las empresas lleguen a sus metas de descarbonización.

Estos certificados son evaluados con métricas y monitoreos constantes y tienen una verificación confiable y concreta para validar la reducción de emisiones.

De esta forma, Del Rosario enfatiza que los IRECs generan un ciclo de impacto positivo, ya que no solo benefician al propietario de la planta actual, sino que también pueden utilizarse para facilitar la obtención de capital para nuevos proyectos solares.

Este hito, según ella, demuestra la existencia de una demanda sostenible que podría replicarse fácilmente en otros proyectos solares similares.

Por su parte, Blanca Gallegos, Gerente de Sostenibilidad del Grupo El Rosado, afirma a Energía Estratégica: “Como parte de la visión de la empresa de liderar el cambio hacia prácticas comerciales responsables, estamos comprometidos con reducir los efectos del cambio climático”.

“Percibimos la propuesta de Drex como una oportunidad para contribuir al proceso de mitigación. Iniciamos con la planta de 1 MW y están evaluando cómo pueden seguir apoyando el mercado para que otros actores también puedan reducir sus emisiones”, añade. 

De esta forma, la estrategia de Corporación El Rosado se alinea con la descarbonización y busca establecer alianzas comerciales en línea con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), permitiendo que todos contribuyan a la compensación de emisiones.

“Estamos expectantes de ver cómo crece el Mercado de los IRECs en Latinoamérica y esperamos que se vuelva cada vez más competitivo. Con seguridad en los próximos 5 años habrá avances significativos”, alerta.

Cabe destacar que la compañía ha consolidado su compromiso con la sostenibilidad al instalar ya 25 MW de plantas fotovoltaicas en varias ubicaciones en Ecuador, lo cual representa un importante número de energía renovable privada de generación distribuida en el país.

Este hito en Ecuador no solo destaca los avances en la generación de energía solar, sino que también subraya el compromiso conjunto del sector privado en impulsar la transición hacia un futuro más sostenible y centrado en las energías renovables.

 

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Los envíos mundiales de células solares de Tongwei superan los 200 GW, ocupando el primer puesto del sector

Tongwei, como fabricante líder mundial de silicio cristalino de alta pureza y células solares, ha vuelto a batir nuevos récords en la industria. A finales de 2023, los envíos acumulados de baterías en todo el mundo alcanzaron los 200 GW, con una participación de mercado mundial de hasta el 15%, ocupando el primer puesto en envíos mundiales durante seis años consecutivos.

Detrás de este logro está el esfuerzo continuo de Tongwei en el diseño integrado vertical de la cadena de la industria fotovoltaica, así como su firme determinación en la innovación tecnológica y expansión de capacidad.

Las células fotovoltaicas de 200 GW podrán producir 277.400 millones de kWh de electricidad con energía limpia y reducir las emisiones de dióxido de carbono en unos 182,12 millones de toneladas.

Esto equivale a satisfacer el consumo energético de 164,302 millones de hogares urbanos y rurales durante un año, ahorrar 83.636.100 toneladas de carbón convencional cada año o plantar alrededor 997.231 hectáreas de bosque y 1820 millones de árboles. Estas cifras demuestran plenamente la contribución significativa de Tongwei en la promoción de la transición energética global y la lucha contra el cambio climático.

 

Actualmente, la industria fotovoltaica se encuentra en un periodo de renovación e iteración tecnológica. Con una visión global y perspectivas hacia futuro, Tongwei desempeña plenamente su papel de empresa «maestro de la cadena», acelerando la construcción de una cadena de innovación de la industria fotovoltaica de silicio cristalino y creando un ecosistema de innovación.

El 30 de noviembre de 2023 se lanzó oficialmente el proyecto del Centro de I+D e Innovación Global de Tongwei, dedicado a construir un centro nacional de I+D empresarial con grandes fortalezas tecnológicas. A finales de 2023, Tongwei ha solicitado un total de 1917 patentes, incluidas 1756 solicitudes de patentes nacionales y 1069 concesiones de patentes, impulsando su desarrollo con innovación científica y tecnológica.

En cuanto a la distribución de la capacidad de producción, Tongwei aumenta continuamente sus inversiones. La construcción de la cuarta fase del proyecto de la base de Meishan avanza con eficacia y, una vez terminada, se convertirá en la mayor base de producción de células de silicio cristalino del mundo. Según el plan de capacidad de la empresa, Tongwei alcanzará una capacidad de producción de 130-150GW en 2024-2026.

En el segmento de materiales de silicio, Tongwei también logró nuevos avances. A finales de 2023, Tongwei firmó un acuerdo con el gobierno de Ordos, en Mongolia Interior, para construir un proyecto de integración de sustratos verdes con una inversión de 28 mil millones de RMB (3900 millones de dólares).

El proyecto se divide en dos fases de construcción, incluyendo el proyecto con una producción anual de 500 mil toneladas de sustrato verde (silicio industrial), 400 mil toneladas de silicio cristalino de alta pureza e infraestructura de apoyo.

Está previsto que cada fase de construcción dure entre 15-18 meses, y se esforzará para que la primera fase del proyecto esté completada y puesta en producción antes de finales de diciembre de 2025, su puesta en marcha estará determinada por las condiciones del mercado. Esta serie de medidas impulsarán aún más la competitividad de Tongwei en el upstream de la cadena de la industria fotovoltaica.

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GoodWe y Sistemas Energéticos avanzan en Argentina en una asociación estratégica

GoodWe, es una autoridad global en soluciones avanzadas y confiables de energía solar fotovoltaica y almacenamiento de energía que ocupa un lugar destacado en el escenario internacional. Con la mirada puesta en América del Sur, la empresa traza un ambicioso plan estratégico de cuatro años, apuntando, entre otros países, a Argentina. Su objetivo es capturar una porción significativa del mercado sudamericano, expandiendo su línea de productos e impulsando las ventas en la región.

Su portafolio integral, que incluye inversores fotovoltaicos de última generación, sistemas de almacenamiento de energía y soluciones inteligentes para la gestión de energía, ha sido fundamental para la promoción de una transición energética sostenible.

GoodWe valora profundamente las asociaciones locales, incluyendo instaladores y distribuidores, como medio para acelerar la implementación de la energía solar sostenible en el sur del continente. Con esto, anuncia su más reciente asociación estratégica con Sistemas Energéticos como su principal canal de distribución en Argentina.

«GoodWe ve su asociación estratégica con Sistemas Energéticos en Argentina como una palanca crítica para fortalecer su presencia y expandir su influencia en el mercado sudamericano de energía renovable. Al unir fuerzas con un jugador establecido y respetado como Sistemas Energéticos, GoodWe aumentará su credibilidad en el mercado argentino. Esto es crucial para ganar la confianza de los clientes en un sector donde la fiabilidad y el rendimiento a largo plazo de los productos son fundamentales», afirma Fabio Mendes, Vicepresidente de GoodWe para América del Sur.

La estrategia de canales de ventas de GoodWe en América del Sur está diseñada sobre pilares sólidos: un meticuloso plan de entrada en el mercado que no solo busca impulsar las ventas a distribuidores independientes, sino que también ofrece soporte integral pre y postventa a ingenieros y constructores de proyectos EPC. La empresa se esfuerza por forjar alianzas estratégicas con un círculo selecto de distribuidores y EPCs, mediante una política de canales e incentivos que facilitan beneficios mutuos. Adicionalmente, GoodWe ofrece un portafolio extenso que incluye desde soluciones on-grid e híbridas para entornos residenciales y comerciales hasta proyectos de generación distribuida de escala media, consolidando su compromiso en satisfacer un amplio espectro de demandas energéticas.

«Esta asociación estratégica de GoodWe con Sistemas Energéticos permite introducir su amplio portafolio de productos innovadores en el mercado argentino, desde inversores solares hasta soluciones completas de almacenamiento de energía y sistemas de gestión de energía inteligente. Además, vamos a fortalecer la red de soporte técnico y postventa de GoodWe en Argentina, ofreciendo a los clientes servicios locales más eficientes y accesibles», comenta Oscar Solima, CEO de Sistemas Energéticos.

EXPOAGRO 2024

En el evento Feria Agro en Argentina, que tiene lugar del 05 al 08 de marzo de 2024 en la ciudad de San Nicolás, GoodWe en colaboración con Sistemas Energéticos, se destaca al revelar sus productos más innovadores, compartiendo perspectivas valiosas sobre las tendencias actuales del sector y reforzando su compromiso con la sostenibilidad y la energía limpia.

Algunas de las soluciones que GoodWe trae a la región:

Microinversores MIS

La empresa anunció recientemente su entrada en el mercado de microinversores con los nuevos GW1600-MIS, GW1800-MIS y GW2000-MIS. La expansión estratégica refuerza la posición de GoodWe como una empresa pionera en tecnología, aportando mayor eficiencia y flexibilidad a la generación de energía solar distribuida. Los microinversores de GoodWe ofrecen electrónica de potencia a nivel de módulo (MLPE), permitiendo un aprovechamiento más eficaz de la energía solar e innovadora tecnología de Wi-Fi Mesh, que posibilita la interconexión Wi-Fi entre los microinversores de un mismo sistema.

ET PLUS+

La línea ET PLUS+ integra las fortalezas técnicas que la convierten en una de las opciones más adaptables del mercado para necesidades residenciales flexibles. La línea ofrece valores de alta generación de energía, potencia de carga para una cosecha de energía óptima, aplicaciones flexibles habilitadas por control de carga inteligente, salida 100 % desequilibrada, confiabilidad y seguridad sostenibles del sistema.

También presenta un recorte de picos que equilibra la demanda de energía y la energía de la red importada, para reducir efectivamente la demanda adicional de la red. Además, gracias al contacto seco en el inversor, las cargas externas, como las bombas de calor, también se pueden activar de forma flexible para optimizar el consumo de energía. Es una pieza de calidad verdaderamente versátil que amplía los escenarios de aplicación y maximiza la relación de autoconsumo.

Solución de Almacenamiento ES-US + Batería FH-US

Con la expansión del mercado FV conectado a la red, la búsqueda de soluciones de almacenamiento en baterías se muestra cada vez más presente, junto con la gestión de la energía generada y consumida. Hemos diseñado la solución EcoSmart Home, que abarca las áreas de generación de energía, almacenamiento, carga y gestión inteligente, para satisfacer las diversas necesidades de los propietarios de viviendas. Además, podemos crear soluciones personalizadas de acuerdo con los requisitos específicos de uso de energía.

En el centro de la solución EcoSmart Home se encuentran los inversores híbridos GoodWe de la línea ES-US, con potencias de 5kW, 6kW, 7.6kW, 9.6kW y 11.4kW. Todos cuentan con certificación UL, topología de conexión split-phase 120/240 Vac y se adaptan al estándar de red colombiano, sin necesidad de uso de transformadores.

Los inversores GoodWe soportan alimentar tanto cargas 120Vac como 208 o 240Vac con conexión bifásica y capacidad de respaldo para toda la residencia al acoplar un Dispositivo de Respaldo Automático externo. Los modelos, que ofrecen un nivel avanzado de almacenamiento, presentan tiempos de actuación 

extremadamente rápidos en caso de fluctuación o falta de energía de la red. Además, son mundialmente conocidos por su excelente rendimiento, fiabilidad y suministro de energía sin interrupciones.

Emparejados con baterías LiFePO4, con certificación UL, de alta tensión de la línea Lynx FH-US (9,6kWh a 153,6kWh), que tienen un diseño modular y permiten la expansión de acuerdo con la necesidad local, los inversores permiten que el sistema almacene de manera efectiva el exceso de energía para uso doméstico posterior o en momentos de falta de red pública, garantizando ahorro y suministro ininterrumpido.

La solución EcoSmart Home representa todo nuestro compromiso en ajustar nuestra visión a las necesidades de los clientes. Al desarrollar estas soluciones, estamos colaborando con el cliente y dándole la oportunidad de incorporar cualquier característica deseada a su sistema residencial, lo que nos brinda ventajas competitivas en el mercado.

Movilidad eléctrica – Cargador EV

Otra novedad en el portafolio de la empresa son los cargadores para vehículos eléctricos de la línea HCA. GoodWe  lanzará en el evento cargadores con capacidad de carga rápida, protecciones incorporadas e integración con el tradicional sistema de gestión remota de la empresa, el SEMS, para el monitoreo y control de los cargadores, inversores, baterías y medidores inteligentes. Los modelos monofásicos (7kW) y trifásicos (11kW y 22kW), garantizan una carga segura y rápida para aplicaciones residenciales con o sin sistemas fotovoltaicos.

Acerca de GoodWe

Empresa líder mundial en soluciones de energía solar, comprometida con proporcionar inversores solares innovadores y confiables para satisfacer las diversas necesidades del mercado de energía fotovoltaica. GoodWe tiene más de 4.600 empleados ubicados en más de 20 países diferentes y Wood Mackenzie lo consideró el tercer proveedor mundial de inversores híbridos en 2021.

La empresa ha entregado más de dos millones de inversores e instalado 52 GW en más de 100 países y regiones. Habiendo obtenido siete premios consecutivos «All Quality Matters» de TUV Alemania y constantemente ocupando el primer lugar en términos de calidad general del producto, la cartera integral de productos y soluciones de GoodWe para sistemas fotovoltaicos residenciales, comerciales y de gran escala garantiza un rendimiento y una calidad altos y confiables. Para obtener más información, visite latam.goodwe.com.

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Se firmaron 58 nuevos contratos de energía para mitigar fluctuaciones de precios durante el Niño

La implementación de la resolución de flexibilización de contratos por parte de 25 comercializadoras y 22 generadoras resultó en la firma de 58 contratos de compra y venta de energía. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) promovió este ejercicio mediante la Resolución CREG 101 036 de 2024.

Los acuerdos firmados establecen la comercialización de energía a precios inferiores a los que se cobran actualmente en la bolsa.

Desde esta semana, esta medida permitirá reducir la exposición por parte de los usuarios regulados a la alta volatilidad que se presenta en el mercado diario de energía a solo 15% y aumentar la negociación por medio de contratos de largo plazo a 85%.

Como resultado, los usuarios cubiertos por medio de estos acuerdos pagarán un menor valor en su factura en este ítem, en comparación con el valor que habrían pagado en caso de haber quedado expuestos al precio diario de la bolsa de energía.

Además, algunos de los comercializadores que tenían una alta exposición a los precios de bolsa lograron firmar contratos que podrán incrementar la protección de sus usuarios en más del 50%.

La Resolución CREG 101 036 de 2024 permitió a comercializadores y generadores firmar acuerdos cuya cobertura inicia el 1 de marzo, buscando mantener los precios de la energía estables, especialmente para lo que resta del Fenómeno de El Niño.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) continúa revisando medidas regulatorias en toda la cadena de prestación del servicio que puedan ayudar a disminuir el valor de la factura de los usuarios finales.

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BSL Battery presenta sus baterías de almacenamiento de energía con alta calidad para América Latina

BSLBATT está buscando oportunidades adicionales en el mercado y alienta y apoya a más profesionales de energía renovable, distribuidores e instaladores con experiencia a unirse a la fila para expandir el alcance de nuestros productos en América Latina.

Las baterías de almacenamiento de energía BSLBATT están compuestas por celdas de litio LiFePO4 de Nivel Uno A+, que ofrecen una larga vida útil y son seguras y respetuosas con el medio ambiente, y son capaces de satisfacer las necesidades de una amplia gama de clientes, desde residenciales hasta corporativos.

Como fabricante líder de almacenamiento de energía, BSLBATT tiene más de 20 años de experiencia en baterías y cuenta con varios ingenieros especializados con más de 10 años de experiencia en baterías de litio para brindar un servicio posventa y soporte técnico rápido a nuestros clientes.

Además, alentamos a nuestros distribuidores e instaladores a asistir a nuestra capacitación de productos, capacitación técnica y capacitación de instalación, ya sea en línea o localmente.

La demanda de almacenamiento de energía está creciendo

América Latina está en medio de una gran transición energética, con muchas partes de la región cambiando de fuel oil e hidroelectricidad como principales fuentes de energía a una mezcla energética más diversificada de gas natural, solar y eólica a medida que se implementan políticas gubernamentales de apoyo.

El almacenamiento de energía no solo mejora la confiabilidad y flexibilidad de la red, sino que también permite una gestión eficiente de la energía e integración de energías renovables, además de desempeñar un papel importante en las interrupciones de la red causadas por desastres naturales.

Por lo tanto, para estar preparados para la creciente demanda y responder rápidamente a las necesidades de nuestros clientes, BSLBATT les ofrece baterías solares de litio a precios competitivos y soporte técnico profesional, servicio posventa y más.

¡Elige BSLBATT como tu proveedor de baterías de almacenamiento de energía!

Múltiples opciones de capacidad de batería: 5.12 kWh / 8.8 kWh / 10.24 kWh / 15.36 kWh.
Larga vida útil, más de 6000 ciclos al 80% de DOD.
Compatible con muchas marcas de inversores como Victron, Studer, Deye, Solis.
Adopción de LiFePO4 con mayor estabilidad como núcleo de la batería.
Gestión inteligente por BMS para cada paquete de baterías.
Soporta WIFI / Bluetooth para monitoreo remoto y parametrización.
Diseño modular y escalable, soporta 63 celdas en paralelo.
Tamaño compacto, ahorro de espacio.

BSLBATT es la tercera marca de baterías de litio de China en ser certificada por Victron, la calidad y el rendimiento de sus productos han sido probados y demostrados muchas veces en el mercado solar fuera de la red en América Latina, donde el modelo B-LFP48-100E se ha convertido en el modelo más vendido en el mercado latinoamericano, y es una batería estándar de 51,2V y 100Ah utilizada para montaje en bastidor y gabinete.

Acerca de BSLBATT Litio

BSLBATT es un fabricante especializado de baterías de iones de litio con más de 20 años de experiencia en I+D y servicio OEM. La misión de la empresa es desarrollar y producir una serie avanzada de «BSLBATT» (Mejor Solución Batería de Litio).

En BSLBATT, estamos comprometidos a proporcionar soluciones de baterías de litio de alta calidad para un futuro sostenible. Desde nuestra fundación en 2003, hemos estado comprometidos con la innovación, la calidad y la fiabilidad en todo lo que hacemos. Nuestra misión es proporcionar soluciones de baterías de litio seguras, fiables y sostenibles que alimenten hogares, empresas y comunidades en todo el mundo.

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Solar Steel cierra el suministro de 118 MW de seguidores solares en Chile

Solar Steel, líder en el suministro de seguidores solares y estructuras fijas para el sector solar fotovoltaico, se complace en anunciar el acuerdo de suministro de 118 megavatios (MW) de seguidores solares para un proyecto fotovoltaico en Chile.

Un total de 1.939 trackers monofila y bifila TracSmarT+ 1V de Solar Steel brindarán soporte para generar energía limpia suficiente para satisfacer la demanda energética de más de 75.000 familias en la región.

El suministro, que evitará en torno a 50.000 tCO2 enviadas a la atmósfera cada año, se llevará a cabo en región chilena de Antofagasta, contribuyendo de manera substancial a la descarbonización de la región y promoviendo la adopción de fuentes de energía limpias y sostenibles.

Con este último acuerdo, SolarSteel reafirma su posición como empresa líder en el sector solar, cooperando en la transformación del panorama energético en LATAM donde ya ha suministrado más de 4.2 GW de sus seguidores solares y estructuras fijas.

Sobre Gonvarri Solar Steel

Gonvarri Solar Steel es una división de Gonvarri Industries dedicada al diseño y fabricación de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica contando con más de 21 GW suministrados en todo el mundo. Durante su trayectoria, Gonvarri Solar Steel ha centrado sus esfuerzos en ofrecer a sus clientes soluciones integrales según las necesidades de producto y servicio.

Sobre Gonvarri Industries

Gonvarri Industries cuenta con más de 6.000 empleados repartidos por más de 27 países a través de 54 fábricas, 29 centros de distribución y oficinas desde las que suministra soluciones metálicas desde sus líneas de negocio: Centros de Servicio, Metal Structures, Solar Steel, Soluciones de Almacenaje, Electromovilidad, Precision Tubes y Laser.

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La CNEA recibió un componente crítico fabricado por INVAP para el reactor multipropósito RA-10

La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) recibió en el complejo nuclear de Ezeiza un componente crítico fabricado por INVAP para el reactor multipropósito RA-10. Se trata del tanque reflector, una pieza de metalurgia de alta complejidad que es central para la obtención de los radioisótopos médicos y brindar servicios como el dopado de silicio, una funcionalidad nueva en el país y de alta demanda en el mundo. El RA-10 producirá un volumen de radioisótopos exportable por aproximadamente 90 millones de dólares anuales. El montaje de este componente acelerará la culminación del reactor, que se encuentra completo en un 80% y es uno de los principales proyectos de la empresa rionegrina en el mundo.

Diseñado por la CNEA y fabricado por INVAP en su taller de mecánica en Bariloche, el tanque reflector es un componente clave que se ubicará en el interior de la pileta del reactor y que alojará los dispositivos necesarios para el desarrollo de todas las aplicaciones previstas en la instalación. La CNEA recibió el jueves el componente procedente desde Bariloche.

Parte superior del tanque reflector con las posiciones para cada función.

Luego de 32 meses de proceso de construcción, su instalación permitirá el inicio del montaje de los internos de la pileta del reactor. Completada esa etapa, se procederá al llenado de la pileta con agua para completar los ensayos preoperacionales e iniciar la puesta en marcha del reactor.

Fabricación

La fabricación del tanque moderador, una pieza con un peso de 2540 kilos y un cuerpo cilíndrico de 2 metros de diámetro por 1,40 metros de alto, llevó años debido a las características del zircaloy, el material principal utilizado: se trata de una aleación de circonio que requiere de un trabajo manual fino que en CNEA e INVAP no dudan en calificar como «trabajo de relojería».

«Este material tiene algunas peculiaridades en lo que hace a su tratamiento. Primero, tiene memoria de forma, es decir que le das la forma y si no le pones sujeciones al día siguiente retorna a la forma original. Hay que estar diseñando permanentemente dispositivos y herramientas que contienen la forma que le vas dando al tanque. Segundo, el proceso de soldadura es muy delicado, tiene requerimientos dimensionales y de tolerancias muy exigentes», explicó Herman Blaumann, gerente del proyecto RA-10, consultado por EconoJournal.

El tanque reflector está asociado a una aplicación del reactor que es el uso de haces de neutrones. «Este reactor va a proveer cuatro haces de neutrones, dos términos y dos fríos, eso es lo que define la construcción de este tanque», agregó.

Para el proyecto RA-10 la CNEA realizó un análisis de los requerimientos de los usuarios del reactor y definió la priorización y los objetivos de diseño. Estos factores definieron la ingeniería básica del tanque reflector. INVAP intervino luego con la ingeniería de detalle, la ingeniería de construcción y la fabricación del componente.

El interior de la pileta del reactor RA-10 alojará el tanque reflector.

«Todo eso hace que la ingeniería de construcción sea un proceso particularmente complejo y termine siendo una pieza única en su tipo«, añadió Blaumann.

Dopado de silicio y radioisótopos

El reactor RA-10 permitirá a la Argentina incrementar la producción de radioisótopos médicos que ya se producen en otros reactores (molibdeno 99), otros nuevos (como el lutecio 177), realizar investigación con haces de neutrones, brindar servicios industriales (análisis de materiales) y realizar ensayos fundamentales para el diseño de nuevos combustibles nucleares para centrales de potencia. Otra funcionalidad que será novedosa para el país es el dopado de silicio, un servicio muy demandado en el extranjero.

«El silicio dopado es un semiconductor. Al silicio de alta pureza se le baja la resistividad a través del dopado, en este caso neutrónico. Se utiliza para fabricar obleas que después se utilizan en electrónica de potencia«, explicó el gerente del proyecto.

Diversas industrias están incrementando la demanda de semiconductores. La industria automotriz es un caso paradigmático: un coche eléctrico puede tener 3000 chips de alta potencia o más. «Es un servicio con una proyección de demanda muy interesante a nivel mundial, tanto que ya tenemos tres empresas interesadas en comprar el servicio de irradiación para toda la capacidad de producción del RA-10«, dijo Blaumann.

El servicio consistirá en colocar lingotes de silicio en la posición correspondiente dentro del tanque reflector e irradiarlos hasta modificar sus propiedades eléctricas. El cliente recibe el lingote dopado y lo fracciona para la producción de semiconductores. El reactor OPAL diseñado por INVAP para Australia es actualmente el principal proveedor de silicio dopado con neutrones del mundo.

Taller de mecánica de INVAP

Además del tanque reflector, en el taller de mecánica de INVAP en Bariloche se fabricaron otros componentes para el RA-10 como la grilla, las mesas de detectores, las barras de control, y prácticamente todos los internos de pileta salvo algunos que fueron importados.

La última vez que la compañía rionegrina de alta tecnología fabricó allí un tanque reflector fue para el reactor OPAL en Australia. Pero la pieza fabricada para el RA-10 incorporará funciones que el OPAL no tiene, como la irradiación de barras de combustibles para centrales nucleoeléctricas.

El tanque reflector saliendo rumbo a Ezeiza.

“La gente joven del plantel que se está formando será el futuro para este reactor. Para nosotros es un gran aliciente, tanto por haber logrado la transferencia de conocimiento hacia las nuevas generaciones, como también por haber creado un gran equipo, comprometido y capacitado para hacerse cargo de la instalación”, destacó Blaumann.

, Nicolás Deza

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Aumentó en febrero la producción de la OPEP

La producción de la OPEP creció 110.000 bb/dd hasta los 26,68 millones de bb/dd, según consignó Bloomberg. Uno de los países miembros de la organización, Libia, aumentó su producción al poner en marcha el yacimiento Sharara.

Si bien Irak redujo su producción en febrero, sigue produciendo más de lo que exige su acuerdo con la organización. Los Emiratos Árabes Unidos también produjeron por encima de su cuota. Varios miembros han tenido dificultades para cumplir con los compromisos asumidos dentro de la entente que había decidido continuar con los recortes de producción de petróleo.

No obstante, la mayoría de los analistas prevé que la entente amplíe sus recortes de producción en el segundo trimestre.

Los miembros de la OPEP + decidieron recortar voluntariamente 2,2 millones de bpd este trimestre, aunque gran parte de esa cantidad correspondía a recortes de producción que ya estaban en vigor, incluido el recorte voluntario de Arabia Saudí de 1 millón de bpd.

El ministro de Energía de Arabia Saudí, el príncipe Abdulaziz bin Salman, siempre ha dejado la puerta abierta a ampliar los recortes, y ya en diciembre dijo que los recortes de producción podrían prolongarse más allá de marzo si el mercado lo requería.

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Con subas del 7,5 % promedio país, rigen nuevos precios para las naftas y gasoils

. Los precios de las naftas y gasoils en estaciones de servicio de la diversas marcas que operan en el mercado local aumentaron 7,5 por ciento promedio país desde el primer minuto del sabado 2 de marzo.

Ello, principalmente por efecto de una actualización parcial del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (CO2) dispuesta por el ministerio de Economía (se calcula una incidencia de 4 %), más el traslado proporcional de nuevos precios de los biocombustibles que las refinadoras adquieren para su mezcla obligatoria con las naftas y gasoils.

También incidió en esta variación de precios un incremento en los márgenes de rentabilidad dispuesto por las petroleras.

A modo de referencia para el ámbito de la Ciudad de Buenos Aires los precios de los combustibles comercializados por YPF (por lejos la marca de mayor participación en el mercado) se ubicaron en $ 800 por litro para la Nafta Súper; $ 987 para la Infinia Nafta; $ 843 para el Diesel 500 (común); y $ 1.073 para el Infinia Diesel.

En el caso de AXION, el litro de Nafta Súper se ubica en $ 859; la Nafta Quantium en $ 1.039; y el Diesel Quamtium en $ 1.129 por litro.

Por otra parte, en estaciones de Shell (Raízen) en CABA el litro de Nafta Súper se ubica en $ 848; la V.Power Nafta en $ 1.044; el Diesel Evolution en $ 966; y el V.Power Diesel en $ 1.119.

Se trata de las principales operadoras en el downstream local. En todas las marcas pueden registrarse leves diferencias de precios según zonas de la CABA, por decisión de los expendedores.

Economía pautó en cuatro etapas la actualización gradual de los impuestos citados (restan dos) ya que no se habían aplicado durante todo el 2023 por decisión del gobierno anterior, en procura de desacelerar la inflación. Del mismo modo había pautado a las empresas ajustes trimestrales de los precios, que siempre estuvieron por debajo de la inflación mensual.

Nuevos ajustes a la suba por los impuestos estan previstos para abril y mayo, pero además habrá que ver si ocurren subas tomando en cuenta la variación del dólar respecto al peso, y del precio internacional del crudo Brent que se tomaba como referencia a nivel local.

Incidirá al menos parcialmente en los precios al público la evolución de la demanda interna.

La cámara de expendedores CECHA advirtió que en los dos últimos meses se registró una fuerte merma en las ventas de las naftas premium, y el pase de consumidores a las naftas súper. Pero además, la demanda de ambos combustibles se muestra contenida, tal como ocurre con otros rubros de consumo masivo en general.

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La producción de gas y petróleo de Brasil creció 7,5% respecto de enero de 2023

La producción total de petróleo y gas natural en enero fue de 4,487 millones de barriles de petróleo equivalente por día (bep/d), de acuerdo con el informe difundido por la Agencia Nacional Petróleo (ANP) de Brasil

En cuanto al petróleo, se extrajeron 3.519 millones de barriles diarios (bbl/d), una reducción del 1,8% respecto al mes anterior y un aumento del 7,5% respecto al mismo mes de 2023.

La producción de gas natural en enero fue de 153,93 millones de metros cúbicos por día (m³/d). Hubo una caída del 1,7% respecto a diciembre de 2023 y un aumento del 7,6% respecto a enero de 2023.

PRESAL

La producción total (petróleo + gas natural) en el presal, en enero, fue de 3.389 millones de boe/d y correspondió al 75,5% de la producción brasileña.

Esta cifra representa una reducción del 2,8% respecto al mes anterior y un aumento del 7,0% respecto al mismo mes de 2023. Se produjeron 2.670 millones de bbl/d de petróleo y 114,32 millones de m³/d de gas natural a través de 148 pozos. .

GAS NATURAL

En enero el uso de gas natural fue del 97,1%. Se pusieron a disposición del mercado 52,36 millones de m³/d y la quema fue de 4,55 millones de m³/d. Hubo un aumento del 33,9% en la quema respecto al mes anterior, y del 13,0% respecto a enero de 2023. El aumento de la quema es común cuando se ponen en servicio nuevas plataformas, lo que ocurrió en el mes, con el inicio de operación de la FPSO Sepetiba. , en Campo de Mero.

ORIGEN DE LA PRODUCCION

En el mes, los campos marinos produjeron el 97,5% del petróleo y el 84,0% del gas natural. Los campos operados por Petrobras, sola o en consorcio con otras empresas, fueron responsables por el 88,0% del total producido. La producción se originó en 6.639 pozos, 537 marinos y 6.102 terrestres.

CAMPOS E INSTALACIONES

En enero, el campo Tupi, en la Cuenca presalina de Santos, fue el mayor productor de petróleo y gas, registrando 751,31 mil bbl/d de petróleo y 37,09 millones de m³/d de gas natural. La instalación con mayor producción de petróleo y gas natural fue la FPSO Guanabara, en el yacimiento compartido Mero, con 179.144 bbl/d de petróleo y 11,47 millones de m³/d de gas.

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Macri y un posible acuerdo con los gobernadores patagónicos

Disputa de poder y reconfiguración energética. El llamado de Mauricio Macri a Claudio Vidal y las claves para entender un conflicto político que tiene como fin debilitar a Milei. En medio del conflicto entre los gobernadores y la Casa Rosada, la idea de que Mauricio Macri este detrás de escena empieza a tomar cuerpo. El expresidente podría estar disputándole poder a Milei a través de los gobernadores patagónicos con la idea de quedarse con el control de los hidrocarburos. La interna del PRO esta en un punto de máxima ebullición, y ahí quizás, anide algo de lo que estos días […]

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Vaca Muerta: Fortín de piedra logró producir en tiempo récord 1 trillón de pies cúbicos de gas

El yacimiento estrella de Tecpetrol logró producir un acumulado de 1 trillón de pies cúbicos (TCF) de gas en menos de siete años. La firma se convirtió en la más rápida en extraer esa cantidad en el país. El yacimiento estrella de Tecpetrol, Fortín de Piedra rompió el récord de la producción acumulada más rápida de gas en el país: 1 trillón de pies cúbicos (TCF) en menos de siete años. Esto equivale al consumo de gas de todos los hogares de Argentina durante tres años, según destacaron el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous y el vicepresidente de la Cuenca […]

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Rolando Figueroa se reunió con el embajador de Brasil

Dialogaron sobre las agendas comercial, energética y de turismo. Buscan consolidar lazos y difundir la enseñanza de la lengua portuguesa. El gobernador Rolando Figueroa se reunió, ayer, con el embajador de Brasil en la Argentina, Julio Glinternick Bitelli, para consolidar lazos, y para analizar alternativas comerciales y turísticas para la provincia del Neuquén. También dialogaron sobre la posibilidad de que empresas brasileñas trabajen e inviertan en Vaca Muerta y de la necesidad de robustecer el turismo, a partir de convenios que incluyan la difusión de la enseñanza de la lengua portuguesa. Conversaron, del mismo modo, sobre la oportunidad de potenciar […]

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Tren de Vaca Muerta: Se esperan novedades en marzo

El proyecto se enfoca en optimizar la logística y disminuir los costos en la industria petrolera, en el contexto del desarrollo de la cuenca neuquina. Con el propósito de mejorar la logística y disminuir los gastos, el proyecto Tren de Vaca Muerta se avanza en la industria petrolera argentina. Sebastián Cantero, director general de Toro Brokers y responsable de Añelo Ciudad Central y del Tren de Vaca Muerta, brindó detalles sobre el estado actual del proyecto, sus numerosos beneficios y expectativas futuras en entrevista con Vaca Muerta News. Avances específicos El proyecto empezó a dar pasos sólidos. Para comenzar las […]

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Estacioneros afirman que el combustible aumenta por la restitución de un impuesto

El titular de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos, afirmó que habrá subas en marzo, abril y mayo, a la vez que afirmó que es «preocupante» la caída de la demanda. El presidente de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos de la Argentina (Cecha), Isabelino Rodríguez, dijo hoy que los combustibles aumentarán en marzo, abril y mayo debido a que «el Gobierno restituyó el impuesto a los combustibles líquidos», y afirmó que es «preocupante» la caída de la demanda. «Durante tres años el impuesto a los combustibles líquidos no fue trasladado al surtidor; el mes pasado […]

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YPF encara una racionalización de sus campos maduros convencionales

. El Directorio de la energética YPF aprobó avanzar con un programa de “racionalización y optimización” de la inversión de la empresa en los denominados “campos maduros”, lo cual implica realizar una evaluación de recuperabilidad del valor contable de dichos activos, que arrojaría como resultado un deterioro del valor contable del ejercicio 2023, estimado en U$S 1.800 millones, informó la Compañía.

El plan de racionalización busca optimizar el portafolio del upstream convencional, permitiendo a la empresa continuar desarrollando las áreas convencionales y no convencionales (por caso Vaca Muerta) que aportarán mayor rentabilidad a la compañía y sus accionistas por dólar invertido, mediante una mejor alocación de sus recursos técnicos y económicos, se explicó.

Los campos maduros que conforman el grupo de activos comprendidos constan de un total de 55 áreas. Se denomina “yacimientos maduros” a aquellos que ya pasaron su pico “óptimo de producción”.

Se trata de campos ubicados principalmente en las provincias de Chubut, Santa Cruz y Mendoza, varios descubiertos y explotados por la otrora Yacimientos Petrolíferos Fiscales, luego por la privatizada YPF S.A. (década del 90), y luego por la YPF S.A. (mixta).

“Las buenas prácticas de la industria petrolera establecen que, para las compañías de escala como YPF, no resulta eficiente ni rentable producir petróleo en este tipo de yacimientos, los cuales en general son explotados por operadores más pequeños que puedan dar continuidad a la actividad”, describió el comunicado.

En este proceso, YPF colaborará de forma activa con el desarrollo local y garantizará los puestos de trabajo durante la transición, entendiendo que este proceso dinamiza la industria en su conjunto, ya que nuevas pymes locales podrán dar trabajo y desarrollo a cada región explotando áreas que de otra manera no podrían hacerlo, indicó la petrolera de mayoría accionaria estatal ahora presidida por Horacio Marin.

Con esta puntualización la conducción de YPF procura acotar las alarmas que se encendieron entre gobernadores y gremios petroleros cuando se les explicó cuál sería el plan de la empresa en sus provincias.

El directivo, con 30 años de trayectoria en Tecpetrol, asumió la conducción de YPF por designación del gobierno nacional, oportunidad en la cual se impulsaba una gestión con vistas a mejorar su puesta en valor, y luego privatizar la mayoría accionaria estatizada en 2012.

De hecho, YPF estaba en el listado de empresas que la Administración Milei pretende privatizar, según constancias en el proyecto de Ley Omnibus que el Congreso no aprobó. En las últimas semanas se dejó trascender que el objetivo privatizador para el 51 % de YPF (el 49 % restante esta en manos privadas) no se llevaría a cabo.

En este contexto, ahora se indicó que “la compañía optimizará su inversión, pudiendo concentrarse en aquellas áreas convencionales y no convencionales que generen mayor valor para la compañía y sus accionistas y sean más acordes a su escala”.

Finalmente, se informó que “para llevar adelante este proceso se debe realizar una evaluación de recuperabilidad del valor contable de estos activos convencionales, evidenciando un indicador de deterioro del valor al 31 de diciembre del 2023 estimado en 1.800 millones de dólares”.

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El presidente de Shell Argentina se reunió con el Ministro Medele

La empresa ha estado involucrada en la exploración y producción de hidrocarburos en la formación de Vaca Muerta desde 2012. El Ministro de Energía, Gustavo Medele, recibió al presidente de Shell Argentina, Ricardo Rodríguez y la Gerente de Relaciones Externas de la firma, Verónica Staniscia. Dialogaron sobre el trabajo que la operadora lleva adelante en el país y en la zona, los resultados obtenidos y proyecciones. Shell Argentina es una empresa petrolera que opera en Argentina desde 1914, comenzando sus actividades de exploración y producción de hidrocarburos en 1921. La empresa ha estado involucrada en la exploración y producción de […]

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TIERRA DEL FUEGO PRODUCE EL 1% DEL PETRÓLEO NACIONAL Y APORTA CASI EL 20% DEL GAS QUE SE EXPLOTA EN EL PAÍS

La provincia de Tierra del Fuego produce alrededor del 1% del petróleo nacional y en enero pasado la provincia subió su nivel de extracción a 3.802 barriles diarios promedio, aumentando en 35 barriles su producción entre diciembre de 2023 y el primer mes de este año. En tanto aporta casi el 20% del gas que se explota en el país y en los últimos años la generación diaria se ubicó apenas por encima de los 2.100 mm3, razón por la cual la producción de gas “se encuentra en un marcado declive desde 2016, cuando alcanzó su pico máximo”. La intervención […]

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La OPEP definirá en marzo la política de precios para el trimestre próximo

La Organización de Países Exportadores de Petróleo no anunciaría cambios en los recortes de su producción. Qué impacto tendría en Argentina un eventual aumento del precio internacional del crudo. En Argentina un eventual aumento del precio internacional del crudo tendría un impacto hacia la suba, pero sería mínimo. Durante el mes de marzo la OPEP se reunirá para definir si continúa con la actual política de precios de restringir la oferta de crudo. En noviembre de 2023 se acordó recortes voluntarios de producción de 2,2 millones de barriles diarios (bpd) para el primer trimestre de este año, liderados por Arabia […]

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Uruguay estudia viabilidad para tener un tren a hidrógeno verde

La ministra de Industria, Energía y Minería, Elisa Facio, y el ministro José Luis Falero suscribieron, este jueves 29, junto a representantes del consorcio francés Setec, un memorando de entendimiento para concretar un estudio de viabilidad a fin de implementar un servicio de transporte ferroviario de pasajeros en el área metropolitana.

La iniciativa se enfoca en el uso de trenes que utilicen hidrógeno como combustible en los primeros 60 kilómetros del Ferrocarril Central y que conecten las ciudades de Canelones y 25 de Agosto con Montevideo.

El estudio durará, en principio, 12 meses, es financiado por el gobierno francés y abordará aspectos como el tráfico, la demanda de servicios de transporte de pasajeros, ingresos, operaciones ferroviarias, infraestructuras necesarias, costos, análisis económico y estrategias para la descarbonización del sector.

Falero definió la iniciativa como un diagnóstico de situación de las posibilidades de desarrollo ferroviario a corto y mediano plazo en el país. Además, señaló que el proyecto  es consecuencia de la reactivación de este medio de transporte, a partir de la incorporación del ferrocarril central, que será inaugurado en abril.

El titular del MTOP agregó que estas iniciativas permitirán trabajar desde la secretaría de Estado en posibilidades ciertas para el mejoramiento de la red en otros puntos de Uruguay.

Asimismo, recordó que en el marco de la política de Estado que implica trabajar con énfasis en los temas ambientales es necesario estudiar el impacto que genera la movilidad permanente en ómnibus entre Montevideo y el área metropolitana, además de la sobrecarga vehicular en calles, caminos y rutas, entre otros aspectos.

Si este estudio está focalizado, además, en la utilización de un combustible que Uruguay está trabajando fuertemente, como el hidrógeno verde, es un combo que resulta de interés, destacó. 

En tanto Facio, recordó que la iniciativa se origina a instancias de su antecesor, Omar Paganini, a partir de una visita al país europeo, y responden a una visión de largo plazo del sector energético de Uruguay.

Reiteró que el país se encuentra abocado a la segunda transición energética, que enfatiza la descarbonización de la industria y el transporte para reducir el uso de combustibles fósiles. En este contexto, a su vez, se trabaja en la producción de hidrógeno verde y sus derivados como un nuevo vector para el uso doméstico y la exportación. “La posibilidad de implementar un tren de pasajeros movido con hidrógeno verde, une todas esas aristas”, resumió.

Estuvieron presentes en el acto, además, el director Nacional de Transporte Ferroviario, Uruguay Graña, y el embajador de la República Francesa, Jean-Paul Seytre.

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“Estación de los récords”: Una década de abastecimiento de GNV ininterrumpido en España

Con tecnología de abastecimiento de GNV desarrollada por Galileo Technologies, la Empresa Municipal de Transporte de Madrid continúa reduciendo su huella de carbono a partir de 400 vehículos propulsados con energía limpia. Galileo Technologies marca un nuevo acontecimiento cumpliendo 14 años ininterrumpidos de funcionamiento en el Centro de Operaciones de Sanchinarro de la Empresa Municipal de Transporte de Madrid (EMT) con el abastecimiento de gas natural comprimido (GNC) a 400 autobuses que circulan en la capital española. En el 2010 la EMT, con el objetivo de reducir el impacto ambiental, decidió reemplazar sus vehículos diésel por nuevos autobuses propulsados a […]

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El directorio de YPF aprobó el plan para desprenderse de áreas maduras

El directorio de YPF decidió dar luz verde para avanzar en el proceso de racionalización y optimización de su cartera de campos maduros convencionales. Durante la última reunión, se aprobó el proyecto que implica una evaluación de la recuperabilidad del valor contable de estos activos, anticipando un posible deterioro del valor contable en el ejercicio fiscal de 2023.

El plan de racionalización tiene como objetivo principal optimizar el portafolio en el sector upstream convencional. Esto permitirá a la empresa continuar desarrollando áreas convencionales y no convencionales que generen mayor rentabilidad por cada dólar invertido, mediante una mejor asignación de recursos técnicos y económicos. Los campos maduros, que constituyen un grupo de 55 áreas, se refieren a yacimientos que han superado su pico óptimo de producción.

Siguiendo las buenas prácticas de la industria petrolera, se reconoce que, para compañías de la escala de YPF, no es eficiente ni rentable extraer petróleo de yacimientos maduros. Estos suelen ser operados por empresas más pequeñas que pueden gestionar de manera más efectiva la actividad continua.

“YPF colaborará de forma activa con el desarrollo local y garantizará los puestos de trabajo durante la transición, entendiendo que este proceso dinamiza la industria en su conjunto, ya que nuevas pymes locales podrán dar trabajo y desarrollo a cada región explotando áreas que de otra manera no podrían hacerlo”. Simultáneamente, la compañía optimizará sus inversiones al concentrarse en áreas convencionales y no convencionales que generen mayor valor y estén más alineadas con su escala operativa.

Finalmente, se informa que, para llevar a cabo este proceso, se llevará a cabo una evaluación de recuperabilidad del valor contable de estos activos convencionales, proyectando un indicador de deterioro del valor estimado en 1.800 millones de dólares al 31 de diciembre de 2023.

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Techint presentó sus planes para proyecto de litio Tolillar en Salta

Los directivos de la petrolera Tecpetrol del Grupo Techint adelantaron que tras la adquisición de Alpha Lithium planean desarrollar un proyecto industrial con capacidad de producción de 30 mil toneladas anuales de carbonato de litio.

El gobernador Gustavo Sáenz recibió en Casa de Gobierno a directivos de Tecpetrol: Andrea Rocca, presidente del área de Transición Energética de la compañía, Jorge Dimópulos, vicepresidente de Proyectos de Litio de la empresa, y David Uriburu, presidente de Relaciones Institucionales del Grupo Techint. También participó el ministro de Infraestructura y a cargo de la Coordinación de Enlace y Relaciones Políticas, Sergio Camacho.

Durante el encuentro se presentó los planes de inversión de la empresa del grupo Techint luego de haber adquirido Alpha Lithium Corporation con proyectos de litio en salares de la Puna salteña. 

Uno de ellos es el de Tolillar, donde la empresa espera avanzar con un proyecto industrial con capacidad de producción de 30 mil toneladas anuales de carbonato de litio.

“Nuestra política de Estado es garantizar seguridad jurídica, reglas de juego claras y previsibilidad para proteger las inversiones mineras que generan empleo y desarrollo de proveedores a lo largo de toda su cadena de valor”, indicó el mandatario durante la presentación al aseverar que la minería es una cuestión central en la provincia.

Tecpetrol ya había avanzado con la construcción de una planta piloto en Olacapato y ahora la prioridad es avanzar con la ingeniería para la planta industrial.

El vínculo de Tecpetrol con Salta lleva una trayectoria ligada a los hidrocarburos en el área de Campo Durán, al noreste provincial.

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La producción de petróleo de Noruega supera las expectativas, pero la del gas se queda atrás

Noruega registró un aumento de la producción de petróleo y gas en enero de 2023 en comparación con los volúmenes registrados durante el año anterior, aunque ambas cifras son inferiores a las observadas en diciembre de 2023.

Mientras que la producción de petróleo se sitúa por encima de las cifras contempladas en las previsiones de la Norwegian Offshore Directorate (NOD), los volúmenes de gas son inferiores a lo previsto.

Según el reciente informe de la NOD citado por Offshore Energy, las cifras preliminares de producción de enero de 2024 muestran una producción media diaria de 2.071.000 barriles de petróleo, GNL y condensado.

Por su parte, las ventas totales de gas fueron de 11.710 millones de Sm3 (GSm3), es decir, 0,2 (GSm3) menos que el mes anterior.

La producción media diaria de líquidos en enero fue de: 1.829.000 barriles de petróleo, 222.000 barriles de GNL y 20.000 barriles de condensado.

En enero, la producción de petróleo superó en un 1,9% las previsiones de la Norwegian Offshore Directorate. La producción total de petróleo hasta 2024 es de unos 21,9 millones de Sm3 equivalentes de petróleo (MSm3 o.e.), desglosados como sigue: unos 9,0 MSm3 o.e. de petróleo, unos 1,2 MSm3 o.e. de GNL y condensado y unos 11,7 MSm3 o.e. de gas para la venta. El volumen total es 1,0 MSm3 o.e. superior al de enero de 2023.

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El Enre sancionó a Edenor y Edesur por más de $ 267 millones

A través de las Resoluciones ENRE N° 118/2024, Nº 125/2024 y Nº 126/2024, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre) aplicó nuevas sanciones a Edenor y Edesur por reiteradas anomalías en materia de seguridad eléctrica en la vía pública y por diversos incumplimientos en la calidad de servicio comercial. El monto total de las multas asciende a $ 267.096.414,84.

Mediante la Resolución Nº 118/2024, este Ente Nacional sancionó a Edenor tras haber detectado 29 anomalías contrarias a la seguridad eléctrica en la vía pública, y verificadas en inspecciones que se realizaron entre enero y abril de 2023. La multa por 707.000 kWh equivale a $ 53.707.255.

El Enre también sancionó a Edesur por haber incumplido parámetros de seguridad eléctrica en la vía pública. De hecho, la Resolución Nº 126/2024 consigna 90 anomalías detectadas en el Municipio de Esteban Echeverría durante 2023. La multa por 2.685.000 kWh equivale a $ 195.489.480.

Por otra parte, la Resolución Nº 125/2024 sanciona a la misma distribuidora por incumplimientos constatados —entre el 1 de septiembre de 2020 y el 28 de febrero de 2021— en la calidad del servicio comercial y en la calidad del servicio de atención al cliente. De los $ 17.899.679,84 que conforman la multa total, $ 9.191,697,42 serán bonificados directamente a los usuarios afectados y comprenden la restitución de montos mal facturados en concepto de costo de conexión.

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Hay “gran interés” de empresas y Mar del Plata se perfila como el “centro” del offshore en el país

La convocatoria que lanzó la Municipalidad de General Pueyrredon para que empresas de Mar del Plata y de la región puedan prestar servicios a la incipiente actividad petrolera tuvo un gran recibimiento en la industria de Mar del Plata que, mientras avanzan las tareas de exploración sísmica y se aguarda por los inicios de la perforación del pozo Argerich I, se perfila como el “centro” del offshore en el país.

Marcelo Guiscardo, presidente del Clúster de Energía de Mar del Plata, confió en declaraciones al sitio 0223 que “definitivamente hay mucho interés” de empresas de Mar del Plata y la región para prestar servicios e insumos para la actividad petrolera.

El responsable de la empresa QM Equipment celebró la iniciativa que tuvo la Secretaría de Desarrollo Local, Inversiones e Integración Público Privada a cargo de Fernando Muro, la cual confirmó días atrás que más de 400 empresas se inscribieron en el registro.

“En una semana no podés pretender que todos llenen los formularios, pero la primera reacción fue muy positiva. Muchas empresas de Mar del Plata, Balcarce o Mar Chiquita estamos interesadas y que la Municipalidad haya hecho esta propuesta es muy importante”, manifestó.

Cabe recordar que la convocatoria está abierta a pequeñas y medianas empresas (pymes) e interesados, de toda la región, en ofrecer servicios e insumos para la actividad offshore. Quienes quieran inscribirse deben completar el siguiente formulario bit.ly/registrooffshore .

Metalmecánica, logística, transporte, soldadura naval, astilleros, buceo táctico, provisión de alimentos, construcción, comunicaciones, equipamiento tecnológico, servicios de ingeniería, consultoría, indumentaria de trabajo, provisión de combustibles, ferreterías, servicios educativos y química son algunos de los rubros que se ven impactados por la actividad.

Mar del Plata, el “centro” del offshore del país

Con miras a las tareas de perforación que comenzarán en abril próximo y estarán a cargo del barco Valaris Ds 17 de 228 metros de eslora que por estos días navega en Brasil, Guiscardo precisó que en el pozo Argerich I también habrá otras embarcaciones de apoyo logístico y hasta helicópteros, lo que implicará la intervención de cientos de trabajadores. “Todo eso requerirá servicios en tierra, servicio de Aduana para ayudar la operación. Mucho se hará en el Puerto y otro se hará afuera”, adelantó.

El responsable del Clúster de Energía también indicó que la etapa de producción “va a requerir equipamiento que no hay en Argentina”. “Es algo chico que comienza pero se expande y las empresas que estamos en Mar del Plata no daremos abasto”, afirmó.

Para ello, resulta esencial la formación en la materia de trabajadores y destacó las capacitaciones que llevaron adelante la Universidad Tecnológica Nacional (UTN) y el Sindicato de Empleados de Comercio (SEC). “Creo que las compañías van a tener que ver a largo plazo dónde van a tener su polo científico. Yo propongo que sea en Mar del Plata. Argentina no tiene un centro del offshore y Mar del Plata es un lugar especial porque está cerca de empresas, tiene infraestructura”, valoró.

Guiscardo razonó que “cada compañía de Buenos Aires o Neuquén va a tener que venir para acá”. “Todo ese movimiento, a la vez, va a requerir contratación de gente: edificios para empresas, las familias tienen que mandar a los chicos al colegio. Va a haber un crecimiento exponencial”, aseveró.

Cómo será la perforación del Argerich

El barco Valaris DS 17, que se encargará de realizar la perforación en el pozo, trabaja en la costa de Brasil y, según autorizó la Secretaría de Cambio Climático en julio pasado, tiene previsto avanzar a una profundidad de 1.527 metros al lecho marino y a más de 4.000 metros bajo el suelo entre el 15 de diciembre de 2023 y el 15 de junio de 2024.

Finalizada la evaluación, el pozo sería cerrado de manera permanente con cemento, en cumplimiento de todas las medidas de seguridad necesarias, siguiendo los protocolos para dicha actividad. Dicho proceso llevaría aproximadamente 60 días. En el caso de encontrarse petróleo o gas, el proyecto Argerich I ingresaría en la siguiente etapa, que es la que establece límites del yacimiento con pozos diseñados para testear el fluido de producción. Luego, en una tercera etapa, se perforarían los pozos para producir petróleo comercialmente.

El área a explorar tiene grandes similitudes geológicas con las costas de Namibia y el inicio de las tareas enciende grandes expectativas después de los hallazgos de importantes dimensiones que se concretaron en África: En el bloque Graff-1, Shell encontró crudo liviano y podría alcanzar los 1000 millones de barriles, mientras que el yacimiento Venus, de la francesa Total, podría albergar hasta 3000 millones.

Los estudios preliminares realizados por YPF consideran que podría existir un yacimiento con capacidad de producir 200 mil barriles de petróleo día, equivalente a casi el 40% de lo que hoy produce el país.

Se estima que la perforación del primer pozo de hidrocarburos offshore en la Cuenca Norte del Mar Argentino y el hallazgo de petróleo convencional abrirá la oportunidad de generar inversiones por u$s40.000 millones en componentes nacionales y la contratación de 125.000 trabajadores para el sector durante las próximas tres décadas.

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Suben los combustibles y se profundiza la caída de la demanda: “Es preocupante”

El presidente de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos de la Argentina (Cecha), Isabelino Rodríguez, dijo que los combustibles aumentarán en marzo, abril y mayo debido a que “el Gobierno restituyó el impuesto a los combustibles líquidos”, y afirmó que es “preocupante” la caída de la demanda.

“Durante tres años el impuesto a los combustibles líquidos no fue trasladado al surtidor; el mes pasado el Gobierno lo trasladó de forma parcial para no hacerlo de una sola vez y ahora eso por un decreto del Ejecutivo en lo que corresponde a 2023 se traslada en tres veces: marzo, abril y mayo”, señaló Rodríguez esta mañana en declaraciones a Futurock. Explicó que “eso implica en la práctica 4% para este mes en aumento para los combustibles líquidos”.

Sobre el impuesto, detalló que “había un diferimiento impositivo que impuso el gobierno anterior para no encarecer el precio de la nafta, pero había una ley que había que aplicar que no lo hizo y ahora se está aplicando”.

“El Estado no lo recaudaba por una resolución administrativa que había dispuesto diferir la percepción de ese impuesto que le corresponde por ley; el gobierno de Milei ahora aplica la ley y vuelve a cobrar un impuesto a los combustibles líquidos”, agregó.

Consultado sobre si habrá otros aumentos, dijo que “las estaciones de servicio no somos formadores de precios, somos el último eslabón de la cadena de comercialización”.

“El precio de los combustibles ha transcurrido un sendero bastante importante en lo que se refiere a la nueva política energética, que pone al valor del combustible en el precio ‘import parity’ (paridad de importación); eso de alguna manera se ha trasladado en su mayor parte”, aseguró.

En este contexto, señaló que “se ha producido un cambio en la modalidad de consumo” y que el consumidor “de naftas premium, que son grado 3, se ha pasado a las grado 2, que son más baratos”.

“En el último mes y medio o dos meses, se va produciendo una caída en la demanda que empieza a ser para nosotros preocupante como sector”, concluyó.

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Quita de subsidios: el Gobierno estiman que la canasta energética costará alrededor de $35.000

La Secretaría de Energía presentó este jueves en audiencia pública el nuevo sistema de subsidios para gas y electricidad, cuyo objetivo central será “sincerar y transparentar” el costo real del servicio, lo que una vez implementado podrá representar una canasta energética por hogar de $35.000 promedio.

La audiencia se extendió por poco más de 8 horas con 97 oradores inscriptos, para debatir el nuevo esquema que propone la Secretaría de Energía con el cual se buscará “erradicar la opacidad de las tarifas” y esclarecer el costo real de la energía y el gas en los usuarios residenciales.

“Se buscan corregir las deficiencias detectadas (del actual sistema de segmentación) y proponer un uso más eficiente y equitativo de la energía”, afirmó la subsecretaria de Planeamiento Energético, Mariela Beljansky, al abrir la audiencia pública que se desarrolló de manera virtual.

Como resultado del análisis que se viene realizando desde la Secretaría de Energía, se destacó que “una porción importante de la sociedad que va a tener necesidad de cubrir la Canasta Básica Energética con ayuda que se va a implementar a través de un subsidio”.

Al presentar el impacto que tiene la canasta indispensable según ingresos se estimó que para el decil 1 de la población un costo medio de la canasta de $ 35.000 tendrá un impacto sobre el ingreso del 35%, para el decil 2 del 15% y para el decil 3 del 11%, en una secuencia progresiva que culmina con el decil de mayores ingresos cuya afectación es del 2%.

Así puede verse que en casi 5 millones de hogares los ingresos están por debajo de la canasta básica total, pero a la vez la media de consumo duplica la canasta básica energética.

En números aproximados se presentó que en el caso de la electricidad la tarifa a usuario final es de aproximadamente $/kwh 85, con un rango de CBE de entre 150 y 200 kwh/mes, por lo que el costo se estima entre 15.400 y 20.600 $/mes

En el caso del gas, la tarifa a usuario final es aproximadamente de $/m3 380, con un rango de CBE entre 30 y 40 m3/mes, el costo se puede estimar entre 13800 y 18400 $/mes.

De esta manera, un nucleo cohabitante promedio podría recibir a partir de la reasignación de subsidios un rango de costo aproximado de entre 30.000 y 40.000 $/mes.

Estas cifras son provisorias y a modo de ejemplo, ya que puede tener variaciones de acuerdo con los cuadros tarifarios en las distintas regiones del país y según la región bioclimática que se trate.

No obstate ello, se prevé que tras la audiencia de hoy se podrá contar con el informe final para el 10 de marzo y luego se abre un periodo hasta el 10 de abril para el dictado de la norma con el nuevo régimen.

También se adelantó que se está evaluando cómo se va a hacer el proceso de actualización de esa canasta básica respecto de los ingresos, para que la implementación permita una ocupación progresiva de los costos asociados a la CBE respecto de los ingresos.

Una aclaración importante es que en el futuro esquema “no se va a requerir un nuevo empadronamiento para las personas que ya solicitaron el subsidio”, lo que representa a 10 millones de usuarios que completaron la presentación en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), salvo que su situación respecto a lo declarado haya variado.

Finalmente, se aseguró que se contemplará la gradualidad en la implementación del nuevo régimen en el caso de los no alcanzados por el subsidio.

Tal como se había anticipado en las últimas semanas, el nuevo sistema se basará en la conformación de una Canasta Básica Energética, que calculará la cantidad de megavatios y de metros cúbicos de gas que conforman un consumo básico que varía según el mes del año, la zona geográfica del país y la cantidad de convivientes en el hogar.

Del mismo modo, contemplará si ese hogar tiene acceso a gas de red y electricidad, o a sólo uno de los dos.

Como ejemplo, un hogar de tres o cuatro personas de la zona templada cálida, que incluye a la provincia y a la Ciudad de Buenos Aires, tendrá una CBE que promedia los 160 kilovatios por mes.

Si el valor de esos 160 kilovatios no representa más de un porcentaje del ingreso registrado del hogar, el hogar no tendrá subsidios. En tanto, si se lo supera, se subsidiará el excedente, siempre y cuando el hogar no se encuadre dentro de alguno de algunos criterios.

Los funcionarios rechazaron denominar como “criterios de inclusión o exclusión” para los subsidios condiciones como tener una prepaga o viajar al exterior y señalaron que, en realidad, se tratan de “presunciones para la determinación de los ingresos”, aunque no dieron mayores precisiones sobre cómo se instrumentará este punto.

Energía tampoco definió aún cuál será el porcentaje de ingresos que se tomará como límite para subsidiar la CBE aunque probablemente esté alrededor del 10%, el cual tradicionalmente se usa como umbral teórico para considerar si un hogar está o no bajo pobreza energética.

Uno de los puntos que se está evaluando es que el porcentaje máximo de la canasta en las familias con menos ingresos sea aún más bajo del 10%, con el fin de otorgarles una mayor asistencia.

“Venimos de un lugar donde hay un subsidio indiscriminado, sin importar la condición social a toda la oferta, y que partía de aportes del Tesoro Nacional que se destinaban a pagar la diferencia entre el precio real y el precio que establecía la Secretaría de Energía”, señaló Belijansky.

Entre otros números enfatuados por Energía se encuentra el rojo que arroja la balanza comercial energética con un déficit de US$ 30.000 millones en los últimos 10 años, y un subsidio anual que promedió los US$ 5.000 millones en los últimos 21 años.

“Todo ese dinero representa miles de millones de dólares que la gente no sabía que se estaba pagando con emisión monetaria”, señaló la funcionaria.

“La Secretaría de Energía presentó este jueves en audiencia pública el nuevo sistema de subsidios para gas y electricidad, cuyo objetivo central será “sincerar y transparentar” el costo real del servicio, lo que una vez implementado podrá representar una canasta energética por hogar de $35.000 promedio”

.

Por otro lado, si bien el nuevo sistema de segmentación por ingresos implementado en 2022 representó un avance, el mismo “no tuvo en cuenta las zonas climáticas” y sus “límites de consumo subsidiado eran altísimos o infinitos”, lo cual hacia que abarcase también los consumos suntuosos.

“Si bien el nuevo sistema eliminó subsidios que eran escandalosos, lejos estuvo de contar con un diseño adecuado para dirigirlos a aquellos que realmente lo necesitan”, agregó.

En ese sentido, la subsecretaria ejemplificó que, en la Argentina actualmente, “el consumo per cápita de energía figura entre los más altos de la región”, y que, pese a ello, “la proporción del gasto energético respecto de los ingresos totales de los hogares es uno de los más bajos”.

El área también indicó que se está contemplando implementar del nuevo régimen de forma gradual, y que evalúa lanzar nuevas líneas de financiamiento para que usuarios residenciales y pymes implementen medidas de eficiencia energética y puedan reducir sus consumos.

Del mismo modo lanzará consejos de buenas prácticas, herramientas simplificadas de cálculo de ahorro y nuevos estándares mínimos obligatorios de eficiencia para artefactos y equipos comercializados a nivel nacional.

La audiencia se extendió por poco más de 8 horas con 97 oradores inscriptos, para debatir el nuevo esquema que propone la Secretaría de Energía con el cual se buscará “erradicar la opacidad de las tarifas” y esclarecer el costo real de la energía y el gas en los usuarios residenciales.

“Se buscan corregir las deficiencias detectadas (del actual sistema de segmentación) y proponer un uso más eficiente y equitativo de la energía”, afirmó la subsecretaria de Planeamiento Energético, Mariela Beljansky, al abrir la audiencia pública que se desarrolló de manera virtual.

Como resultado del análisis que se viene realizando desde la Secretaría de Energía, se destacó que “una porción importante de la sociedad que va a tener necesidad de cubrir la Canasta Básica Energética con ayuda que se va a implementar a través de un subsidio”.

Al presentar el impacto que tiene la canasta indispensable según ingresos se estimó que para el decil 1 de la población un costo medio de la canasta de $ 35.000 tendrá un impacto sobre el ingreso del 35%, para el decil 2 del 15% y para el decil 3 del 11%, en una secuencia progresiva que culmina con el decil de mayores ingresos cuya afectación es del 2%.

Así puede verse que en casi 5 millones de hogares los ingresos están por debajo de la canasta básica total, pero a la vez la media de consumo duplica la canasta básica energética.

En números aproximados se presentó que en el caso de la electricidad la tarifa a usuario final es de aproximadamente $/kwh 85, con un rango de CBE de entre 150 y 200 kwh/mes, por lo que el costo se estima entre 15.400 y 20.600 $/mes

En el caso del gas, la tarifa a usuario final es aproximadamente de $/m3 380, con un rango de CBE entre 30 y 40 m3/mes, el costo se puede estimar entre 13800 y 18400 $/mes.

De esta manera, un nucleo cohabitante promedio podría recibir a partir de la reasignación de subsidios un rango de costo aproximado de entre 30.000 y 40.000 $/mes.

Estas cifras son provisorias y a modo de ejemplo, ya que puede tener variaciones de acuerdo con los cuadros tarifarios en las distintas regiones del país y según la región bioclimática que se trate.

No obstate ello, se prevé que tras la audiencia de hoy se podrá contar con el informe final para el 10 de marzo y luego se abre un periodo hasta el 10 de abril para el dictado de la norma con el nuevo régimen.

También se adelantó que se está evaluando cómo se va a hacer el proceso de actualización de esa canasta básica respecto de los ingresos, para que la implementación permita una ocupación progresiva de los costos asociados a la CBE respecto de los ingresos.

Una aclaración importante es que en el futuro esquema “no se va a requerir un nuevo empadronamiento para las personas que ya solicitaron el subsidio”, lo que representa a 10 millones de usuarios que completaron la presentación en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), salvo que su situación respecto a lo declarado haya variado.

Finalmente, se aseguró que se contemplará la gradualidad en la implementación del nuevo régimen en el caso de los no alcanzados por el subsidio.

Tal como se había anticipado en las últimas semanas, el nuevo sistema se basará en la conformación de una Canasta Básica Energética, que calculará la cantidad de megavatios y de metros cúbicos de gas que conforman un consumo básico que varía según el mes del año, la zona geográfica del país y la cantidad de convivientes en el hogar.

Del mismo modo, contemplará si ese hogar tiene acceso a gas de red y electricidad, o a sólo uno de los dos.

Como ejemplo, un hogar de tres o cuatro personas de la zona templada cálida, que incluye a la provincia y a la Ciudad de Buenos Aires, tendrá una CBE que promedia los 160 kilovatios por mes.

Si el valor de esos 160 kilovatios no representa más de un porcentaje del ingreso registrado del hogar, el hogar no tendrá subsidios. En tanto, si se lo supera, se subsidiará el excedente, siempre y cuando el hogar no se encuadre dentro de alguno de algunos criterios.

Los funcionarios rechazaron denominar como “criterios de inclusión o exclusión” para los subsidios condiciones como tener una prepaga o viajar al exterior y señalaron que, en realidad, se tratan de “presunciones para la determinación de los ingresos”, aunque no dieron mayores precisiones sobre cómo se instrumentará este punto.

Energía tampoco definió aún cuál será el porcentaje de ingresos que se tomará como límite para subsidiar la CBE aunque probablemente esté alrededor del 10%, el cual tradicionalmente se usa como umbral teórico para considerar si un hogar está o no bajo pobreza energética.

Uno de los puntos que se está evaluando es que el porcentaje máximo de la canasta en las familias con menos ingresos sea aún más bajo del 10%, con el fin de otorgarles una mayor asistencia.

“Venimos de un lugar donde hay un subsidio indiscriminado, sin importar la condición social a toda la oferta, y que partía de aportes del Tesoro Nacional que se destinaban a pagar la diferencia entre el precio real y el precio que establecía la Secretaría de Energía”, señaló Belijansky.

Entre otros números enfatuados por Energía se encuentra el rojo que arroja la balanza comercial energética con un déficit de US$ 30.000 millones en los últimos 10 años, y un subsidio anual que promedió los US$ 5.000 millones en los últimos 21 años.

“Como ejemplo, un hogar de tres o cuatro personas de la zona templada cálida, que incluye a la provincia y a la Ciudad de Buenos Aires, tendrá una CBE que promedia los 160 kilovatios por mes. Si el valor de esos 160 kilovatios no representa más de un porcentaje del ingreso registrado del hogar, el hogar no tendrá subsidios. En tanto, si se lo supera, se subsidiará el excedente, siempre y cuando el hogar no se encuadre dentro de alguno de algunos criterios

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“Todo ese dinero representa miles de millones de dólares que la gente no sabía que se estaba pagando con emisión monetaria”, señaló la funcionaria.

Por otro lado, si bien el nuevo sistema de segmentación por ingresos implementado en 2022 representó un avance, el mismo “no tuvo en cuenta las zonas climáticas” y sus “límites de consumo subsidiado eran altísimos o infinitos”, lo cual hacia que abarcase también los consumos suntuosos.

“Si bien el nuevo sistema eliminó subsidios que eran escandalosos, lejos estuvo de contar con un diseño adecuado para dirigirlos a aquellos que realmente lo necesitan”, agregó.

En ese sentido, la subsecretaria ejemplificó que, en la Argentina actualmente, “el consumo per cápita de energía figura entre los más altos de la región”, y que, pese a ello, “la proporción del gasto energético respecto de los ingresos totales de los hogares es uno de los más bajos”.

El área también indicó que se está contemplando implementar del nuevo régimen de forma gradual, y que evalúa lanzar nuevas líneas de financiamiento para que usuarios residenciales y pymes implementen medidas de eficiencia energética y puedan reducir sus consumos.

Del mismo modo lanzará consejos de buenas prácticas, herramientas simplificadas de cálculo de ahorro y nuevos estándares mínimos obligatorios de eficiencia para artefactos y equipos comercializados a nivel nacional.

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IMPSA, JA Solar, Solis, Canadian Solar y Coral Energía formarán parte del mega evento FES Argentina

Distintas empresas líderes del sector de las energías renovables asistirán al mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina, que tendrá lugar el lunes 11 de marzo en el Hotel Emperador de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. 

El quinto panel de FES Argentina estarán integrado por IMPSA, JA Solar, Solis y Canadian Solar, quienes debatirán sobre las “Perspectivas de las energías renovables: Utility Scale, almacenamiento y la generación distribuida” frente a más de 400 ejecutivos, inversionistas, líderes y altos cargos del sector energético de la región. 

IMPSA, empresa que ofrece soluciones integrales para la generación de energía a partir de recursos renovables, ya lleva instalados 466,5 MW eólicos y 147,7 MW solares fotovoltaicos, además de una amplia participación en centrales hidroeléctricas. 

Juan Carlos Cacciavillani, director de Tecnología de IMPSA, será uno de los exponentes durante el panel N°5 del evento, en nombre de la entidad que durante el 2023 firmó un contrato con Parque Eólico Arauco para la construcción de un parque solar de 64 MWp en Aimogasta (La Rioja); mientras que 2022 acordó la provisión de 17 mástiles e instrumentos de medición de vientos para la iniciativa eólica de Fortescue en la provincia de Río Negro

A ello se debe añadir que el año pasado, en conjunto con la Secretarías de Industria y Desarrollo Productivo y de Energía y Enarsa, puso en marcha un relevamiento estratégico de 8 centrales hidroeléctricas cuya concesión vence en 2024. 

JA Solar, multinacional china líder en soluciones fotovoltaicas,analizará el sector mediante su sales manager Argentina, Marcos Donzino. Y cabe recordar que la compañía proyecta mayor crecimiento de mercado de los módulos N-Type a partir del 2024, de pasar de una 50 – 50 con la tecnología P-Type durante el 2023 a 70 – 30 en el corriente año. 

Asimismo, JA Solar recientemente amplió el abanico de productos disponibles para la región al presentar los Módulos Deep Blue 4.0 Pro disponibles en Latinoamérica, con potencias que van desde los 440 W hasta los 635 W, con variaciones en el número de celdas que los componen.

Y durante el pasado Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit reconocieron que Argentina es uno de los mercados en los que si uno entra a tiempo, porque surgen oportunidades, es buen momento para sembrar, contratar personal, expandirse y tener diferentes fases de negocio. 

Solis, uno de los fabricantes más importantes de inversores fotovoltaicos del mundo, tampoco se perderá la cumbre y contará con la presencia de Marco Ricci, su Latam Sales Manager, en la búsqueda de un mayor market share en la región y considerando que la tendencia es hacia la innovación y adaptación a sistemas híbridos, respondiendo a las necesidades específicas de cada región.

Tal es así que la compañía tiene mayor demanda con inversores pequeños de 3 a 11 kW para el segmento residencial, e inversores de 80, 100 y 110 kW en voltajes trifásicos para el ámbito comercial e industrial. Sumado a que la firma proporciona inversores de hasta 255 kW con estaciones de subestación completas y en cuanto a almacenamiento, los sistemas más populares son de 5 a 10 kW para residencias. 

Canadian Solar, empresa de energía solar Tier – 1, también participará en FES Argentina  tras lograr récords de ventas en Colombia, Guatemala, Honduras y El Salvador el año pasado y mientras se prepara para aumentar su participación en proyectos de gran escala en la región.

Jose Ewing, senior sales manager de la compañía, será la persona encargada de analizar las perspectivas para el segmento de la utility scale, el almacenamiento y la generación distribuida, teniendo en cuenta que durante el 2023, Canadian Solar lanzó soluciones de storage para diversos sectores e introdujo la tecnología TOPCON en sus módulos para generar más energía por metro cuadrado, lo que reduce el costo por W. 

Por el lado de Coral Energía, empresa del Grupo Iraola nació en 2016 enfocada al desarrollo de proyectos de energía renovable, dirá presente su director de Nuevos Negocios, Marcelo Álvarez

La firma ya cuenta con presencia en Argentina y a lo largo de los últimos meses fue uno de los grandes ganadores de la licitación RenMDI (8 proyectos por 110 MW de capacidad) y otros 4 parques solares (20 MW) en la convocatoria de renovables realizada por la provincia de Santa Fe.

Además, Coral Energía cuenta con un amplio pipeline de proyectos desarrollados, cómo así también con un equipo de planeamiento estratégico enfocado en soluciones para la industria y el Mercado a Término (MATER), de tal manera que suma 850 MW bajo desarrollo y otros 350 MW ready to build.

Todo ello y más serán temas de diálogo durante el primer mega evento FES del 2024. No te pierdas la oportunidad de formar parte la cumbre en la que expertos, innovadores y líderes del sector se reunirán para discutir el futuro de la energía renovable. ¡Súbete a la ola renovable y vive la experiencia de este viaje hacia la transición energética!

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El Directorio de YPF avaló la venta de campos maduros y sinceró un recorte de US$ 1800 millones en la valuación de sus reservas petróleo y gas

El Directorio de YPF, la petrolera controlada por el Estado nacional, se reunió este jueves con dos temas excluyentes en el orden del día: en primer lugar, se aprobó la cesión de unas 55 campos maduros de los que la empresa pretende retirarse, tal como adelantó la semana pasada EconoJournal. Las áreas, que para facilitar su venta fueron agrupadas en más de 15 clusters, están ubicadas en varias provincias como Santa Cruz, Chubut, Neuquén y Mendoza, entre otras. Todos los directores de la compañía votaron unánimemente a favor de la medida, incluso aquellos que representan a los gobernadores de las provincias petroleras, que en algunos casos habían sido críticos de la decisión de YPF.

El proceso, que se lanzará formalmente en las próximas semanas, contempla distintas alternativas que van desde la venta total o parcial hasta la reversión de esos bloques a las provincias de origen. En todos esas áreas, YPF tiene decidido dejar de ser el ‘operador‘, tal como se conoce en la jerga petrolera a la potestad de fijar el programa de desarrollo de un yacimiento más allá de que existan socios que compartan el mismo o mayor porcentaje accionario del área.

El CEO de YPF, Horacio Marín, pretende que esos campos sean operadas por petroleras independientes del mercado local —como Capsa-Capex, Aconcagua Energía, Crown Point y Oilstone, entre otras— con capacidad de hacer foco en reservorios que precisan de mucha eficiencia operativa para ser rentables porque ya pasaron su pico de rendimiento. Incluso se apunta a que el proceso de salida de YPF contribuya a la creación de nuevas compañías operadores o uniones transitorias (UTE’s) de empresas de servicios interesadas en poner en valor esos campos, entre las que por ejemplo figura PeCom, el histórico brazo petrolero del grupo Perez Companc que evalúa retomar la operación de yacimientos. La petrolera bajo control estatal aspira a ser garante de la aparición de nuevos jugadores en la industria, una de las cuentas pendientes que enfrenta desde hace décadas un sector que está altamente concentrado.

Marín visitó en febrero a Alfredo Cornejo, gobernador de Mendoza, donde YPF opera campos maduros.

En algún punto, el proceso de campos maduros que inició YPF, que de fondo se explica por la necesidad de centrar su inversión en Vaca Muerta para incrementar la exportación de petróleo, se asemeja al que realizó Petrobras, la petrolera controlada por el estado brasileño, que en 2013 tomó la decisión de desprenderse de todos sus yacimientos convencionales para enfocarse en el desarrollo del Pre-sal, la formación offshore que posee enormes reservas de hidrocarburos.

Recorte millonario

En segundo lugar, el Directorio de YPF aprobó un recorte millonario en la valuación económica —write off, en inglés— de muchos de esos yacimientos que fueron sobrevaluados por la gestión anterior para poder justificar, de manera artificial, su explotación ante organismos internacionales como la SEC, la comisión que fiscaliza la operación de empresas cotizantes en la Bolsa de Nueva York como la petrolera argentina, según coincidieron especialistas en Oil&Gas consultados por este medio.

En concreto, del hecho relevante enviado a primera hora de este viernes a la Comisión Nacional de Valores (CNV) se desprende que el máximo órgano de dirección de YPF admite que la gestión anterior que encabezó Pablo González infló de forma discrecional el valor en el balance de la empresa de muchas áreas petroleras, como por ejemplo las que posee en Santa Cruz, provincia de origen del ex titular de la empresa, para poder continuar invirtiendo en esos yacimientos donde, en los hechos, YPF estaba perdiendo plata.

Lo que hizo metodológicamente la compañía fue valuar en un mismo activo áreas que tenían comportamientos económicos diversos, dado que algunas ganaban dinero y muchas otras lo perdían de forma tal que el resultado neto era positivo. Es una práctica irregular que, evidentemente, viene desde hace larga data.

La anterior gestión de YPF que encabezó González la utilizó para justificar ante sus inversores privados —que poseen un 49% del capital accionario de la empresa— la decisión de desembolsar más de US$ 400 millones en Santa Cruz durante el año pasado pese a que en Los Perales, su principal yacimiento en la provincia, pierde a razón de 2 millones de dólares por mes (valorizado a un precio del crudo de 70 dólares), según datos relevados por EconoJournal suministrados por fuentes provinciales. A pesar de eso, la valuación de los activos de una petrolera requiere de cálculos que no son sencillos de realizar, porque se debe tener en cuenta además el costo de reposición del crudo que producen esas áreas y el importe de un eventual cierre de pozos abandonados. Es decir, en el borde podría llegar a justificarse la explotación de un yacimiento que pierde plata en caso de que importar desde el exterior ese mismo volumen de petróleo a precio internacional fuese todavía más caro.

En cualquier caso, si la intención es poner en valor la explotación de las más de 50 áreas de las que se desprenderá YPF un aspecto central será readecuar la cantidad de operarios que hoy está empleada en esos yacimientos (que explica el elevado lifting cost de los campos), por lo que será inevitable encarar una profunda negociación con los sindicatos petroleros, uno de los aspectos que más preocupa a las empresas interesadas en los yacimientos.

Sea como fuere, YPF tomó ahora la decisión de sincerar en sus libros contables el valor real de sus reservas convencionales asumiendo una pérdida millonaria que ronda los US$ 1800 millones, según comunicó YPF a la CNV. No se registraba un write off tan importante desde hace casi 20 años cuando la española Repsol recortó abruptamente casi 3 de los 12 TCF de reservas probadas de Loma La Lata y El Portón, por entonces dos de los mayores yacimientos de gas de la Argentina. El recorte de la valuación de los yacimientos convencionales es una condición necesaria para poder desprenderse de ellos a un precio realista, dado que ningún inversor iba a estar dispuesto a pagar el precio que figuraba en los balances de la empresa.

, Nicolas Gandini

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Por la actualización del ICL, biocombustibles y la devaluación, petroleras definen aumento de las naftas con un piso del 7%

Las naftas y el gasoil aumentarán en las próximas horas el precio de las naftas y gasoil en sus estaciones de servicio como consecuencia de la actualización del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (IDC) que entró en vigencia este viernes 1º de marzo, según oficializó hoy la AFIP.

El traslado a surtidor del incremento de la carga impositiva que grava la venta de combustibles explicará una suba en el precio final de las naftas de alrededor de 4%, pero el aumento que aplicarán YPF y el resto de las petroleras será más alto por el impacto de otras variables como el alza del precio regulado de los biocombustibles que se mezclan con los derivados del petróleo y la depreciación del tipo de cambio registrada durante febrero. Por ese motivo, dos fuentes privadas consultadas por EconoJorunal coincidieron en que la suba tendrá un piso del 6% o 7% y podría acercarse al 10% en caso de que las refinadoras quieran incrementar también el precio del crudo que le pagan a los productores para que acercarse un poco más al export parity (precio de paridad de exportación), tal como pretende el gobierno de Javier Milei.

Concretamente, al incremento del precio del ICL, que desde hoy ascendió a $ 92,14 por litro y explicará una suba en el precio final del 3/4%, habrá que adicionar el impacto del precio regulado de los biocombustibles (bioetanol que se mezcla con las naftas y biodiesel con el gasoil), que sumará otro impacto de 2% en las pizarras de las estaciones de servicio.

Al mismo tiempo, las petroleras también trasladarán al surtidor el impacto de la devaluación. El crawling peg, que es el ajuste gradual y predefinido del tipo de cambio que definió el BCRA, impacta en cerca de un 1,5% en el precio de los combustibles. Por ese motivo, fuentes de la industria señalan que la suba de los precios que se aplicará en las próximas horas tendrá un piso del 7 por ciento.

A su vez, si las refinadores —YPF, Raízen, Axion Energy, Puma y Voy, entre otras— apuntan a reconocerles a los productores de petróleo Medanito – Vista, Pluspetrol, Tecpetrol, ExxonMobil, Shell y Phoenix, entre otros— el precio internacional del barril, el aumento en los surtidores deberá ser mayor.

, Roberto Bellato

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Cifras récord: México supera los 3000 MW de capacidad instalada en generación distribuida

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) publicó las últimas estadísticas sobre el avance de solicitudes de interconexión de centrales eléctricas con capacidad menor a 0.5 MW y Contratos de Interconexión de Pequeña y Mediana Escala (CIPyME) y Generación Distribuida (GD).

Allí, desvela que la capacidad total instalada en sistemas de generación de hasta 0.5 MW escaló a 3,361.69 MW; de los cuales, 731,91 MW se incorporaron durante el año 2023, registrando la mayor adición anual de su historia.

Aquello merece a 411,085 contratos en el mercado, que pueden desglosarse entre 381,529 de GD y 29,556 de CIPyME; siendo que del total 76.101 respondieron a los nuevos del año pasado.

Con respecto al régimen de contraprestación, es preciso indicar que el grueso de los contratos de generación distribuida están enmarcados bajo bajo medición neta sumando 375,147 contratos en 3,046.88 MW. En facturación neta solo existirían 5,893 contratos que suman 64.05 MW de capacidad. Y en venta total 489 contratos que acumulan apenas 3.17 MW.

Se trata de un crecimiento sin precedentes para la industria mexicana. Mientras que en el primer semestre del año pasado se contabilizaron 324.87 MW nuevos sistemas de generación de hasta 0.5 MW, en la segunda mitad las interconexiones fueron al alza y adicionaron 407,04 MW, tanto de GD como CIPyME.

Por tecnología, la solar fotovoltaica sigue siendo tendencia para sistemas de generación de hasta 0.5 MW con 3,339.31 MW en 410,810 contratos. No obstante, otras tecnologías que participan son la biomasa (2.53 MW en 26 contratos), el biogás (17.61 MW en 88 contratos), la cogeneración (1.36 MW en 8 contratos), la eólica (0,72 MW en 127 contratos), el gas (0.077 MW en 9 contratos), el diésel/combustóleo (0.072 MW en 13 contratos) y la hidroeléctrica con 0.009 MW en 4 contratos.

Y entre las entidades federativas más activas en este segmento del mercado, Jalisco lidera en capacidad instalada con un total de 515.26 MW en 74,261 contratos, seguido por Nuevo León con 355.69 MW en 46,418 contratos, Chihuahua con 227.55 MW distribuidos en 32,979 y Guanajuato en 213.69 MW en 21,432.

 

Estad_sticas_GD_2023_Segundo_Semestre_VF

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Medidas de la CREG ante El Niño: especialistas están a favor de promover las competencia pero sin controlar los precios

El problema con el fenómeno de El Niño que afronta Colombia, es que genera una situación del estrés en el mercado debido a la reducción de la oferta de energía por la ausencia de lluvias y el incremento de la demanda de energía por las altas temperaturas.

La teoría económica predice que ante cualquier choque externo que contrae la oferta e incrementa la demanda, el precio sube. La cuestión principal que se preguntan los expertos es cuál medida puede adoptar el regulador para afrontar este fenómeno.

BOLETIN 10 NOTICIA DE PRENSA DEL 27 DE FEBRERO

Bajo esta premisa, Jose Plata Puyana, socio de la firma de abogados Serrano Martínez CMA y Profesor de Regulación Económica de la Maestría en Derecho Económico de la Universidad Javeriana, analiza en diálogo con Energía Estratégico las medidas transitorias planteadas por la CREG y proyecta el impacto que podrían tener en el mercado colombiano.

Para el especialista, un camino es promover la competencia y otro es controlar los precios. A su entender, lo primero es positivo y lo segundo es negativo y muy preocupante para el mercado.  El análisis completo de Plata Puyana.

¿Qué opina de las medidas de la CREG para afrontar el Niño?

La CREG adoptó la Resolución 101 036 de 2024 sobre la cual tengo una opinión positiva porque buscó afrontar el problema mediante la flexibilidad de los requisitos para firmar contratos a largo plazo, es decir, mediante la promoción de la competencia.  Esta medida tuvo un tiempo limitado dado que había plazo hasta el domingo 18 de febrero para registrar los nuevos contratos que se firmaran durante ese período de flexibilización. Según las conversaciones que he tenido con varios generadores y comercializadores, la medida fue tan positiva que prácticamente el viernes 16 de febrero el mercado no durmió e inclusive trabajó el fin de semana para cerrar las últimas transacciones posibles.

Me llamó especialmente la atención el rol de los comercializadores del mercado mayorista quienes no atienden usuarios finales, quienes vieron una oportunidad de dinamizar la competencia en esta ventana de tiempo que abrió la CREG. Así, la Resolución 101 036 de 2024 permitió a generadores y comercializadores vender contratos a largo plazo que en circunstancias normales, no se hubieran negociado.

La otra medida que aún no ha sido expedida y se trata de un borrador, es el proyecto de regulación 701 028 de 2023. Esta iniciativa propone un control de los precios diarios que se forman en la bolsa de energía, lo cual es negativo porque reduce la competencia y de hecho tiene el efecto contrario al subirle los precios a los usuarios finales.

Esta medida desde que fue publicada para comentarios comenzó con el pie izquierdo. En primer lugar, fue publicada el 22 de diciembre y dio plazo únicamente de 5 días calendario para comentarios. Es decir, que los agentes podían pronunciarse hasta el 27 de diciembre, incluyendo navidad y el 25 de diciembre como día festivo. Este solo hecho dio lugar a que la Procuraduría solicitara a la CREG que ampliara el plazo a 10 días hábiles puesto que era evidente que cinco días, en la mitad de navidad, era contrario al principio de participación democrática. Adicionalmente, la CREG expidió una Circular alrededor de las 2:30 de la tarde del 26 de diciembre en la cual convocaba a las empresas a una sesión de socialización, lo cual era aún mas preocupante porque tal sesión tendría lugar a las 3:00 del mismo día. Las Cortes han sido enfáticas en establecer que en un estado democrático, las personas y empresas deben tener a un plazo razonable para pronunciarse sobre las iniciativas regulatorias que los afectan, y afortunadamente así se lo hizo saber la Procuraduría a la CREG.

 ¿Algunas generarán impactos en las inversiones, como limitar el precio de la bolsa de energía? ¿Por qué?

Esta pregunta es relevante porque me permite profundizar sobre las preocupaciones del proyecto de regulación 701 028 de 2023. La primera preocupación es conceptual, de teoría económica. Las otras preocupaciones están mas relacionadas con el detalle como fue redactada la propuesta.

En primer lugar, cuando un Gobierno interviene para bajar el precio al cual se ha de pagar cualquier servicio, genera una situación de escasez de la oferta. Un precio bajo fijado por un gobierno ocasiona que por un lado los consumidores quieran comprar más energía, pero por el otro lado, los oferentes del producto quieran vender menos. Adicionalmente, esta situación de escasez de la oferta se traduce en un impacto en las inversiones. Si un inversionista llegó al país con la expectativa de obtener ingresos con base en los precios que fija libremente la oferta y la demanda, y en la mitad de su inversión se enfrenta a la situación en la que el Gobierno interviene los precios cuando estos aumentan, entonces los ingresos del inversionista se ven reducidos no por el efecto del mercado sino por el efecto de la intervención del Gobierno.

Esta situación desincentiva futuras inversiones, pero también habilita a los inversionistas existentes a demandar al Estado para pedir la indemnización de perjuicios no solo frente a las Cortes en Colombia, sino también frente a tribunales internacionales por tratarse de medidas contrarias a los tratados internacionales firmados por Colombia para atraer inversión extranjera.

En segundo lugar, la propuesta de regulación 701 028 de 2023 tiene dos detalles preocupantes. Frente a los generadores térmicos, la iniciativa plantea que se les pagará únicamente sus costos más un margen del 5%. Esta regla tiene el efecto contrario, puesto que un mercado en circunstancias normales incentiva a las empresas a reducir sus costos al menor valor posible, pero si la regulación fija el precio en los costos más un margen, entonces los generadores térmicos entre más costos tengan, más margen ganan.

El segundo problema de la iniciativa es un poco más complejo de explicar y surge a raíz del incremento en la tarifa a los usuarios mediante un rubro que se conoce como “restricciones”. El rol de un comercializador de energía eléctrica es evitar los riesgos que sus usuarios queden expuestos a los picos diarios de los precios de la energía cuando viene un fenómeno de El Niño y, para lograrlo, los comercializadores procuran firmar contratos de energía a largo plazo y evitar comprar la energía diariamente en la bolsa de energía. En este sentido, alrededor del 80% de la demanda en Colombia es atendida por comercializadores que sí gestionaron el riesgo de incremento de los precios frente al fenómeno de El Niño, anunciado casi con un año de anticipación. Otro 20% es atendido por comercializadores que llegaron al fenómeno del niño sin suficientes contratos a largo plazo, es decir, que expusieron a sus usuarios a los picos de precios diarios de la bolsa de energía por el estrés del mercado ante este fenómeno del niño.

El planteamiento de la iniciativa de la CREG, es que los usuarios que son atendidos por comercializadores que sí gestionaron el riesgo adecuadamente, deberán pagar un precio más alto de la energía a través del componente tarifario de “restricciones” para cubrir a los usuarios que son atendidos por los comercializadores que no gestionaron el riesgo adecuadamente y que están expuestos a los picos de precios en bolsa. Adicionalmente, la CREG cuantificó en la memoria justificativa que a los usuarios atendidos por comercializadores que sí gestionaron el riesgo se les subiría el precio entre 60 y 122 $/kWh. 

Sin embargo, ¿se trata de medidas necesarias o se pudo haber actuado de otro modo para hacer frente a este acontecimiento climático?

Aprovecharé esta pregunta para explicar la importancia de la Superintendencia de Industria y Comercio y específicamente de la función de abogacía de la competencia. Según el Decreto 1074 de 2015, la CREG debe evaluar cuáles medidas están disponibles que le permitan atender el fin regulatorio con el menor impacto en la libre competencia. En este sentido, los estándares de la OCDE sobre análisis de impacto normativo señalan que la CREG deberá adoptar de todas las alternativas posibles, aquella que tenga un menor impacto en la libre competencia. Además, señalan que antes de expedirse la resolución definitiva, deberá solicitar el concepto de abogacía de la competencia de la mencionada Superintendencia.

Según la memoria justificativa publicada por la CREG, la necesidad de la iniciativa regulatoria 701 028 de 2023 se debe a dos razones: (i) el impacto negativo en los usuarios atendidos por comercializadores que no firmaron contratos a largo plazo, que quedaron expuestos a los incrementos de los precios en la bolsa de energía y que podría ocasionar un riesgo sistémico; (ii) el riesgo de unos pocos generadores con alto poder de subir precios durante esta situación coyuntural, lo cual se conoce como poder de mercado.

En consecuencia, si el primer problema es causado por unos comercializadores que no gestionaron adecuadamente su riesgo, entonces la medida necesaria es aquella dirigida a esos comercializadores específicos y no la de controlar los precios diarios de todo el mercado. Esa es precisamente la importancia de la medida que sí implementó la CREG mediante la Resolución 101 036 de 2024, dado que precisamente le dio una oportunidad a tales comercializadores que no habían gestionado adecuadamente el riesgo para que salieran a firmar contratos a largo plazo y se pusieran al día con su gestión frente al usuario.

Ahora bien, si el segundo motivo de preocupación es un riesgo de que unos pocos generadores ejerzan poder de mercado en la bolsa donde se negocia la energía al día día durante el fenómeno de El Niño, entonces el regulador ya cuenta precisamente con la herramienta de mitigación de poder que precisamente fue creada en julio de 2023 por la Resolución 101 018 de 2023. Si la preocupación era entonces el posible comportamiento de unos pocos generadores en el día a día de la bolsa de energía, entonces la solución ya existía desde julio de 2023. Ahora, si la CREG tenía dudas sobre la efectividad de la solución de julio de 2023, entonces la medida necesaria era arreglar esa Resolución 101 018 de 2023 para que sí funcionara respecto de ese riesgo específico que representan los pocos agentes con poder de mercado, y no la de controlar los precios de todos los agentes.

¿Esta situación está teniendo algún impacto sobre el mercado de las renovables?

Esta pregunta me sirve para cerrar la entrevista con un comentario sobre la importancia de que exista coherencia entre la política pública y la regulación. La iniciativa regulatoria 701 028 de 2023 tendría un impacto negativo en todos los generadores de energía a quienes se les controlaría el precio, impacto que se extiende a quienes hayan realizado inversiones en fuentes de generación renovables no convencionales, es decir, solar, biomasa, pequeños centrales hidroeléctricas, entre otras que hoy en día están funcionando

En consecuencia, de ser expedida, ocasionaría una contradicción entre la política pública que busca promover este tipo de fuentes y la regulación que impondría un límite en los precios que pueden cobrar cuando el mercado más las necesita. Adicionalmente, el mercado de las renovables en Colombia ha tenido una participación activa de inversión extranjera, de manera que cualquier medida que afecte la inversión en este mercado también activa la preocupación de incumplir con tratados internacionales firmados por Colombia para atraer inversión extranjera.

En contraposición, la Resolución 101 036 de 2024 que ya fue expedida, tuvo un efecto pro competitivo que sí pudo beneficiar a las fuentes de generación renovables, puesto que dicha medida les permitió salir al mercado a vender más contratos a largo plazo de energía limpia. Por último, hay que tener en cuenta que el Ministro de Energía mencionó a inicios de este mes que Colombia está a punto de superar el fenómeno del niño.

En conclusión, por motivo de la promoción de la competencia, respeto a la inversión tanto nacional como extranjera, por la necesidad de buscar medidas enfocadas específicamente en los usuarios que están siendo atendido por comercializadores que no han gestionado adecuadamente su riesgo, por coherencia con la política pública de beneficiar a las fuentes renovables y dado que el país está próximo a superar el fenómeno del niño, mi opinión es que la medida necesaria ya fue adoptada por la CREG mediante la Resolución 101 036 de 2024, y que la otra propuesta regulatoria 701 036 de 2024 de controlar los precios, lejos de traer soluciones, ocasionaría más problemas para el mercado energético y los usuarios.

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Proyecto de ley en Perú: advierten que la definición de hidrógeno verde podría generar conflictos en futuras exportaciones

Como ya había anticipado Energía Estratégica, la Comisión Permanente aprobó, en segunda votación, el dictamen que fomenta la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.

No obstante, esta aprobación trajo polémica en el sector renovable debido a la definición de hidrógeno verde utilizada en el dictamen, en la que se cataloga como: “vector energético producido con tecnologías de baja emisión de gases de efecto invernadero”.

Sin embargo, entidades como la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) argumentaron que para que el hidrógeno pueda ser definido como verde universalmente debe producirse a través de energía renovable, como la solar o eólica, que no tiene emisiones de gases de efecto invernadero.

Uno de los expertos que se pronunció al respecto es Edmundo Farge Inga, especialista en hidrógeno, electrolizadores y energía limpia, quien en exclusiva con Energía Estratégica, advirtió que las definiciones que se han hecho en el Congreso ya están “desfasadas” y que, por tanto, podrían traer problemas de comercialización internacional, al ser «diferentes» a otros países vecinos como Chile.

¿Qué opinión le merece el proyecto de ley?

Desde mi perspectiva organizacional han aprobado una ley Frankenstein del Hidrógeno ya que han sacado una ley LEY DE FOMENTO DEL HIDRÓGENO VERDE a partir de tres propuestas Ley 3267/2022-CR;Ley 3272/2022-CR y Ley 4374-2022-CR , en vez de organizarla y estructurarla como una ley orgánica que le da una vital importancia a un vector energético como en el pasado fueron en el sector hidrocarburos el sector eléctrico o el sector minero. 

Esa estructura de vital importancia no existe, pues se está hablando de usar recurso energético renovable como el agua. Las leyes orgánicas constituyen una herramienta útil para ejercer cambios significativos o de vital importancia en el modo de operar de los Estados.

Desde mi perspectiva técnica pienso que han debido dar paso a todos los tipos de produccion hidrogeno (verde, azul, dorado ,turquesa y rosa etc), teniendo en cuenta que hoy en todos los cluster certificadoras de hidrógeno solo se habla de hidrógeno de bajas emisiones (low carbon) o No low carbon. Por ejemplo, los umbrales máximos de emisiones son de 4.4 kg CO2/kg H2 en Europa y de 4.9 y 14.5  kg CO2/kg H2 en China.

Más aún que hay Hidrógeno azul, turquesa y dorado que son más competitivos que el Hidrógeno verde de bajas emisiones y que ayudarían a descarbonizar la oferta y no solo la demanda, aprovechando al máximo sus recursos existentes como país.

¿A su entender, el hidrógeno verde puede ser llamado como aquel que se produzca no sólo con renovables sino también con gas? 

Se puede llamar hidrógeno verde o renovable, pero es mejor definirlo como de bajas emisiones  o  no bajas emisiones. China tiene tres clasificaciones h2 clean, h2 renewable , h2 low carbon,la unión europea lo clasifica como H2 green y H2 Low carbon , Japón como H2 low carbon , Australia H2 renewable.

Más que definirla por el tipo de producción del hidrógeno (con colores) es definirla con la cantidad de emisiones y por umbrales máximos y en el tiempo , buscando el retorno de los proyectos de bajas emisiones.

¿Considera que esa nomenclatura no queda desfasada con las definiciones que se toman en el resto del mundo? 

Así es las definiciones que se han hecho en el congreso y ejecutivo ya están desfasadas. Deberían basarse en las referencias de las certificadoras de otros mercados y los recursos gasíferos para producir hidrógeno low carbon que podemos aprovechar además de la electricidad renovable.

¿El hecho de que el hidrógeno se defina distinto en Perú que en Chile o en otros países no podrá tener problemas de comercialización internacional?

Efectivamente, se podrían definir por cantidad de emisiones máximas acorde a nuestra matriz y nuestros recursos y sobre todo los costos competitivos. Los umbrales máximos  de emisiones en la producción de hidrógeno los define el mercado de exportación en teoría. Sin embargo, el OLADE ya está creando una comisión para la certificación de origen en Latinoamérica similar a CERTIFHY de la Unión Europea. El mercado interno peruano es otro análisis pues aun tenemos otros vectores energéticos como la electricidad y el Gas Natural donde el hidrógeno se sumaría a esta diversificación.

 

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Pros y contras del modelo de reglamento de generación distribuida en Jalisco 

La Agencia de Energía del Estado de Jalisco (AEEJ) propuso un Modelo de Reglamento para la Instalación de Sistemas Fotovoltaicos de Jalisco y la Dirección General de Mejora Regulatoria del Estado de Jalisco, parte de la Secretaría de Desarrollo Económico, realizó un proceso de mejora regulatoria del modelo. 

Durante el periodo de consulta pública entre mayo y octubre del año 2023 se recibieron al menos 18 comentarios de actores participantes del mercado, con determinadas consideraciones por atender y desde la industria advierten que no fueron respondidas y no se contemplaron para el modelo final, generando controversias en su implementación que ya se estaría analizando con algunos municipios del estado. 

La Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica A.C (AMIF) advirtió por ejemplo que al involucrar a más dependencias, no solo se genera un retraso o una burocratización en los trámites, sino que se abre una puerta más a la discrecionalidad. 

“Más personas van a tener en sus manos la decisión de si se instala o no se instala, si se interconecta o no se interconecta un sistema fotovoltaico. Hoy nos enfrentamos a algo parecido en algunas zonas con el suministrador eléctrico, con el que tenemos que hacer los contratos de interconexión a la red de los sistemas fotovoltaicos, es decir que eso es un problema que ya existe y le vamos a sumar más”, declaró Manuel Gomez Herrera Lasso, director ejecutivo de la AMIF

Y es que el nuevo modelo habilita a intervenir a la oficina de Obras Públicas del Municipio para dar la licencia de construcción o de instalación, y a Protección Civil para vigilar ciertas condiciones de seguridad de la instalación, dependencias que aún no están capacitadas y no tienen la capacidad de cubrir la cantidad de instalaciones que se realizan en el estado mexicano con mayor crecimiento interanual de solar fotovoltaica. 

“Jalisco es líder a nivel nacional en instalaciones de generación solar distribuida y lo que arriesgamos con el reglamento es frenar este desarrollo. Lo vemos así. Creemos que existe el riesgo de que el reglamento se convierta en un obstáculo para el desarrollo de la industria”, señaló el referente de AMIF, en conversación con Energía Estratégica

Ahora bien, la propuesta de trabajar en una regulación no sería un esfuerzo en vano. Aquellos puntos advertidos por el gremio de la industria fotovoltaica podrían ser considerados en pos de hacer caminar una iniciativa viable que no vaya en detrimento de la adopción de la tecnología, ni del sector. 

“Es verdad que cuando se busca la calidad y la seguridad de los usuarios y de terceros es indispensable combatir la informalidad, la competencia desleal y la falta de profesionalismo y para ello es necesario establecer normas obligatorias que fijen una línea mínima”, reza un comunicado de la AMIF.

Y es que el gremio de la industria fotovoltaica insiste en que el espíritu del reglamento es válido y legítimo al tratarse de una regulación para atender cuestiones en la parte estructural de las instalaciones, la aprobación de su construcción y seguimiento al mantenimiento, que son desatendidas en la regulación federal, pero no de la manera planteada por la AEEJ

Entre las sugerencias para hacer más viable la implementación de un reglamento para generación distribuida, la AMIF consideró la aplicación de una ventanilla única virtual de trámites que permita sistematizar la carga de datos y automatizar la aprobación de requisitos técnicos necesarios cuando por ejemplo se tratase de estructuras certificadas que cumplan con especificaciones de fabricantes. 

“Nosotros estamos proponiendo que se instituya un trámite digital que ya tome en cuenta, por ejemplo, cuando se instalan estructuras certificadas y que tienen los rangos de seguridad necesarios, que se pueda validar de forma remota o de forma digital que se está cumpliendo con las instrucciones del fabricante, y en esas estructuras ya no sea necesario generar inspecciones y otros costos y otros tiempos. 

Sin embargo, para las estructuras improvisadas que todavía se instalan en muchos puntos de México, ahí sí consideramos que se exija un estudio estructural y una determinación de los calibres del material, etcétera, de acuerdo con la necesidad del sitio.

La AMIF junto con el Colegio de ingenieros Mecánicos Electricistas de Jalisco, ha reunido a otras ocho organizaciones en la búsqueda de soluciones alternas; este grupo está preparando propuestas que impulsen la calidad y la seguridad y sean aplicables”, concluyó Manuel Gomez Herrera Lasso, director ejecutivo de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica A.C (AMIF).

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Guatemala enfrenta un déficit en el intercambio comercial de energía dentro del mercado regional

“Iniciamos enero con un decremento de aproximadamente el 4.8 % en las inyecciones netas de la región (exportaciones) con respecto a enero 2023”, advirtió Delwing Ajquejay, jefe de Mercado Internacional en CMI-Corporación Multi Inversiones, en base a cifras del Ente Operador Regional (EOR).

Según comentó el especialista, este indicador a la baja estaría relacionado a que se espera un déficit profundizado en las inyecciones (exportaciones) y retiros (importaciones) durante este primer semestre.

Esta situación no es nueva. No obstante, la disminución de las transacciones comerciales merece la atención porque se acentuaron en el inicio de este año arrastrando condiciones climáticas, de precios y de red que generan dudas sobre el porvenir.

Es preciso indicar que, debido a las condiciones climáticas severas, se reflejaron temperaturas extremas durante el año 2023 que trajeron como consecuencia una importante reducción en los caudales que aportan a las Centrales Hidroeléctricas en la región; lo cual, de acuerdo con Delwing Ajquejay, obligó a países como Guatemala, El Salvador y Panamá a limitar las exportaciones de energía al Mercado Eléctrico Regional (MER) en períodos y volúmenes específicos.

Derivado de lo anterior, durante los meses de mayo y junio del año pasado, el especialista identificó precios exantes históricos a nivel del MER, siendo el 16 de junio el día con los precios más altos, alcanzado valores promedio arriba de los $600/MWh en los nodos exantes.

Y es que, la energía renovable inyectada en el sistema regional, que contribuye en términos climáticos y económicos al sistema, no fue la vedette de la última temporada. En 2023, los precios del carbón se mantuvieron estables y su reducción fue lo que la posicionó como la tecnología que repercutió de manera una más favorable; según valoró Ajquejay, “fue de mucho beneficio”, ya que el año inició con un valor aproximado que en promedio fue 142 (USD/T) y se redujo a un valor aproximado que en promedio fue 100 (USD/T), alcanzando las mismas condiciones de precio que se tenían previo al inicio de la guerra en Ucrania, para Guatemala principalmente.

Ahora bien, además de condiciones económicas y climáticas, las cuestiones técnicas y operativas de la Red de Transmisión Regional (RTR) también entran en escena al evaluar el panorama del mercado regional este año.

“El inicio de operaciones de la Central Gatún GNL en Panamá podría generar condiciones para incentivar las exportaciones en Panamá. Sin embargo, existen problemas de congestión en la RTR que probablemente no permitirían aprovechar ese potencial para toda la región”, ejemplificó el referente de mercado internacional.

Por este cúmulo de variables, Guatemala está considerando otras alternativas más allá de las posibilidades de compra-venta de energía que ofrece el MER.

“Las importaciones en Guatemala desde México, a través de ofertas de Oportunidad, ya generan un aporte importante de energía que contribuyen a la matriz energética de GT”, subrayó Delwing Ajquejay.

Visto aquello, vuelve a ser de relevancia para Guatemala debatir en torno a la posible salida o no del mercado regional y sus implicancias.

“Guatemala debiese darle seguimiento a la nota que el 12 de julio de 2021 envía al Sistema de la Integración Centroamericana (SICA), anunciando que abandonará el Mercado Eléctrico Regional y retomar el diálogo”, concluyó Delwing Ajquejay, jefe de Mercado Internacional en CMI-Corporación Multi Inversiones.

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EPM contribuye a mitigar la coyuntura de las tarifas de energía actuales

EPM se sumó a una iniciativa propuesta al Gobierno Nacional por las empresas generadoras de energía, y acogida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que busca que dada la coyuntura que se vive actualmente en el país por los efectos del fenómeno de El Niño se brinde una mayor cobertura a las compañías comercializadoras de energía, que estaban teniendo que ir a comprar energía a la bolsa a precios más altos.

Básicamente, los generadores que tengan energía sin vender en contratos de largo plazo y, que cuenten con alguna disponibilidad ocasional para cubrir a los comercializadores de energía podrán vender esos excedentes de energía a estas compañías, que atienden específicamente la demanda regulada, es decir, hogares, comercios y pequeñas industrias, para disminuir los impactados generados por los precios altos en la bolsa.

Así opera el sistema

Los comercializadores que atienden usuarios regulados (hogares, comercios y pequeñas industrias) compran la energía principalmente a través de contratos de largo plazo que firman con generadores de electricidad, y la demanda remanente se debe atender a través de la bolsa de energía, que es un mercado cuyo precio se fija todos los días del año y es volátil.

EPM, consciente de la necesidad de disminuir el impacto de las compras de energía en bolsa debido a los efectos del fenómeno de El Niño, participó con agentes del sector eléctrico en la elaboración de una propuesta, que hoy se ve materializada en lograr una mayor cobertura del mercado regulado.

Unión de voluntades

Gracias al trabajo articulado entre las empresas generadoras de energía y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), esta última expidió la resolución 101 036 de 2024, la cual permitió que, de manera transitoria, los generadores puedan ofrecer sus excedentes de producción luego de cubrir los contratos en firme, en lugar de vender dicha energía en la bolsa y, de este modo, estabilizar y favorecer los precios de compra de los comercializadores que atienden demanda regulada. Esta alternativa no era posible antes de la citada resolución.

El generador de energía EPM recibió las solicitudes de 17 comercializadores, priorizó las ofertas de aquellos que tenían un nivel alto de exposición a la Bolsa de Energía y que atendieran zonas especiales (aquellas que reciben subsidios del Fondo de Energía Social- FOES), logrando negociar exitosamente con ocho de estos agentes.

Con esta medida, EPM contribuye a mitigar el impacto de las compras en bolsa con destino a los usuarios regulados.

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Energía activará cambios en los subsidios y en las tarifas a partir de abril

. La secretaría de Energía de la nación ratificó su intención de activar en el mes de abril próximo el nuevo cuadro de tarifas, y esquema de subsidios (parciales o totales) a la demanda de usuarios de energía eléctrica y de gas considerando el precio de una Canasta Básica Energética calculada según zonas bioclimáticas del país, y también la situación de ingresos y patrimoniales de los usuarios.

Los DNU 55 y 70/2023 habilitaron una revision urgente del esquema vigente de subsidios en el rubro según decreto 332/2022, de Tarifa social, de régimen de Zona Fria, y de subsidio al GLP.

Energía desarrolló una audiencia pública en la cual varios funcionarios del área describieron la actual situación de la demanda energética, sus costos de producción, los niveles de cobertura de dichos costos con las tarifas actuales, los montos destinados por el Estado para subsidiar la diferencia en las facturas, y las características del consumo de luz y gas. Luis De Rider, subscretaio de Hidrocarburos, presidió la audiencia.

También, los criterios aplicados para el diseño de un nuevo esquema de subsidios que reemplace el de la segmentación en tres niveles de usuarios vigente desde mediados del 2022 (N1, N2 y N3). También se consideraron los programas de subsidios a los usuarios de garrafas (HOGAR) y la tarifa diferencial para la población habitante de zonas frías.

Los técnicos del gobierno tomaron en consideración modelos aportados por el BID y del Banco Mundial. También datos comparativos de consumo a nivel regional según los cuales “el gasto energético de los hogares en Argentina es uno de los más bajos de América Latina y el Caribe, los argentinos destinan un 3 % de su presupuesto, mientras que el promedio de la región es de un 9,5 por ciento”.

También señalaron que “de la región de Latinoamérica y el Caribe, el consumo per cápita de electricidad en hogares argentinos es de los más altos, y es el país donde más barata es esa energía”.

Varios participantes de la audiencia, funcionarios provinciales, municipales, y otros Defensores de los usuarios, advirtieron sobre las consecuencias sociales y económicas de la aplicación del nuevo esquema y cuestionaron los parámetros que se aplicarán.

Es que los efectos del nuevo esquema de subsidios vendrán a sumarse a los incrementos (adecuaciones) tarifarias en los costos fijos y variables de las facturas por consumo de gas y de electricidad, en el contexto de subas provisorias hasta que concluyan las respectivas Revisiones Tarifarias Integrales, a fin de este año. Habrá actualizaciones mensuales.

Desde el gobierno se sostiene que “hay que ir a un subsidio a la demanda, que permita racionalizar el consumo, generando ahorro para el pais (menor déficit fiscal), y llegando a quienes realmente lo necesitan”. Y se agrega que “en un contexto de recursos escasos se eliminan los subsidios a la demanda no residencial” (Producción), lo cual afectará a Pymes industriales y comerciales.

Al respecto, Energía puntualizó que:

. La Canasta Básica Energética (CBE) contempla las necesidades básicas de consumo de electricidad y de gas de los hogares, para cada mes del año, según su ubicación geográfica conforme al mapa de zonas bioambientales de la República Argentina -(Norma IRAM 11603)- y a la conformación del hogar: de 1 a 2 personas, de 3 a 4 personas, o más de 5 personas.

. La Secretaría de Energía fijará un % máximo que la CBE deberá representar respecto del ingreso familiar. Superado ese umbral, se subsidiará el hogar hasta llegar a su canasta básica, determinada por las variables antes mencionadas.

.Este esquema de subsidios es un nuevo enfoque que contempla la capacidad de pago de las personas, para que el dinero del Estado Nacional llegue a quienes más lo necesitan y no se haga en forma indiscriminada y generalizada, como sucede con el esquema vigente.
“Dado que el dinero es escaso, el esquema propuesto, no busca excluir sino focalizar la ayuda en los sectores vulnerables”.

Desde la cartera a cargo de Eduardo Rodriguez Chririllo se indicó además que “para eso, será fundamental mantener una dinámica de control estricto y permanente, a través de las bases de datos del SINTyS (Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social) y otros organismos. Además, se incluyen marcadores de patrimonio, consumo y otros elementos de presunción de ingresos no registrados”.

PARAMETROS CONSIDERADOS

Los siguientes criterios podrían tomarse en consideración para el rechazo o exclusión del beneficio, en los casos en los que de las bases de datos del SINTyS u otras bases resulte que alguno de los integrantes del grupo conviviente resulte ser:

a. Titularidad de una aeronave.; b. Titularidad de embarcación de lujo o con fines recreativos; c. Titularidad total de dos o más inmuebles; d. Titularidad de al menos un automóvil con una antigüedad inferior a 5 años o dos automóviles con una antigüedad menor a 10 años; e. Titularidad de al menos un automóvil de lujo o colección independientemente de la antigüedad que registra; f. Titularidad de medicina prepaga no vinculada a empleo en relación de dependencia (total o por derivación); g. Más de una salida a países no limítrofes en los últimos 5 años; h. Pertenencia al directorio o ser propietario de una empresa privada (IGJ);

También se considerarán: i. Consumos en tarjeta de crédito superiores a cinco Salarios Mínimos Vitales y Móviles (SMVM), lo que equivale a $ 780.000 (Diciembre 2023); El valor del Salario Mínimo Vital y Móvil para Diciembre de 2023 es de $156.000; j. Compra de moneda extranjera en al menos uno de los últimos tres meses; k. Consumos en billeteras virtuales superiores a cinco Salarios Mínimos Vitales y Móviles ($ 780.000 (Diciembre 2023); l. Consumos en telefonía móvil superiores al 25 % del Salario Mínimo Vital y Móvil, lo que equivale a $ 39.000 (Diciembre 2023).

Energía señaló además que considerando que la cobertura de la energía eléctrica es casi universal mientras que el acceso al gas de red no lo es, es necesario considerar la situación de los hogares que consumen GLP envasado o que utilizan energía eléctrica como único energético disponible.

Desde la Secretaría de Energía se justifica el cambio (a la baja) del esquema de subsidios puntualizando falencias del esquema actual:

⦁ El principal problema es subsidiar la oferta y no la demanda. El subsidio afecta sobre los precios generales, y no llega específica y únicamente a quienes lo necesitan.

⦁ Las Declaraciones Juradas para la solicitud del subsidio son por una única vez, no considera cambios en el ingreso del grupo conviviente. Una vez subsidiado, lo sos para siempre. No hay revisiones del estatus económico después de determinado tiempo.

⦁ En el segmento N2 (ingresos bajos y con mayores subsidios) no hay límite de consumo. Los usuarios pueden consumir toda la energía que deseen sin racionalizar.

⦁ Para el segmento N3 (ingresos medios) se estableció un límite muy alto de 400 kWh/mes -cuando el consumo promedio en el país es de 250 kWh/mes- que tampoco promueve el consumo racional.

⦁ Los segmentos subsidiados (N2 y N3) consumen más energía que el segmento sin subsidio (N1).

⦁ Otorgar beneficios sin límite de consumo, deriva en mal uso de los recursos, saturaciones del sistema, y cortes en los suministros.

⦁ Los subsidios generalizados a la generación de energía, nos ha dejado a todos los argentinos en una situación crítica, con un sector energético que no se autofinancia y requiere aportes del Tesoro Nacional para mantenerse en un promedio anual de 5 mil millones de dólares en los últimos 20 años.

⦁ Balanza comercial energética deficitaria de 30.000 millones de dólares en los últimos 10 años.

⦁ No se refleja en la factura el “verdadero costo” de la energía suministrada, lo que tampoco alerta ni concientiza sobre el uso de la energía.

⦁ Se establecieron límites de aumento de precios por debajo de los índices de Variación Salarial. A mayor inflación, más crece el porcentaje de subsidio por parte del Estado Nacional.

El objetivo macroeconómico procurado por el ministerio de Economía es lograr una fuerte reducción del déficit fiscal este mismo año y en ello la cuestión de la eliminación o al menos una baja sustancial de los subsidios resulta clave. En 2023 el deficit primario fue de 2,9 % del PBI y de eso más del 1 % fueron subsidios energéticos, se destacó.

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El gobierno presentó los lineamientos de la Canasta Básica Energética, aunque inicialmente se seguirá subsidiando a la mayor parte de los hogares

El gobierno expuso este jueves en audiencia pública los criterios que se tendrán en cuenta para aplicar la Canasta Básica Energética (CBE), herramienta que se utilizará para asignar los subsidios a las facturas de gas y electricidad. Sin embargo, fuentes al tanto del proceso indicaron a EconoJournal que algunos aspectos clave del nuevo esquema aún no están definidos. Por lo tanto, por el momento se seguirá utilizando un esquema similar al vigente, que agrupa a los usuarios en tres niveles de ingresos (N1, sin subsidio; N2, ingresos bajos; N3, ingresos medios)

Uno de los puntos clave que aún está pendiente consiste en cruzar los hogares que están inscriptos en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) con los deciles socioeconómicos que maneja el INDEC, ya que el gobierno busca subsidiar parte de la factura que perciben los usuarios en función del decil al que pertenece cada hogar. El nuevo esquema de deciles que va a ser definido por la Jefatura de Gabinete en conjunto con el Ministerio de Economía.

La subsecretaria de Planeamiento Energético, Mariela Beljansky, que presidió la instancia pública explicó que “el subsidio se determinará por la capacidad de pago que tengan los hogares y que el objetivo es sincerar y transparentar los costos para eliminar su opacidad en el financiamiento y reducir el déficit fiscal”. La meta del gobierno es que se evite el derroche de energía, se recomponga el sistema de electricidad y gas y se logre un consumo eficiente, según indicaron.

En esa misma línea, Energía precisó que el cálculo de ingresos actualizados por el grupo conviviente se tomará en base a la declaración de los solicitantes en el RASE puesto que este registro cuenta con una serie de tablas que contiene datos de los medidores, la cantidad total de los convivientes y los ingresos de los solicitantes. También se tomarán en cuenta una serie de indicadores que permitan, a partir de una serie de presunciones, determinar el nivel de ingresos de cada hogar.

Nuevos criterios

Se aplicarán nuevos criterios que apuntan a reducir el universo de usuarios subsidiados. Desde Energía plantearon, por ejemplo, que el ser titular de medicina prepaga no vinculada a empleo en relación de dependencia (total o por derivación), haber tenido una salida a países no limítrofes en los últimos cinco años y/o que poseer consumos en tarjeta de crédito superiores a cinco Salarios Mínimos Vitales y Móviles (SMVM), lo que equivale a $780.000 (a diciembre 2023), son criterios que podrían tomarse en consideración para el rechazo o exclusión del beneficio.

Aun así, en diálogo con este medio las fuentes involucradas en el nuevo esquema de segmentación indicaron que se tendrá cuidado con el universo de personas de la tercera edad para evitar que haya jubilados que pierdan el subsidio por haber viajado al exterior o tener medicina prepaga, ya que podría haber casos donde ese viaje o la cobertura médica este siendo afrontada por algún familiar.

En cuanto a este punto, Beljansky, explicó que se tomarán determinadas presunciones en cuanto a los ingresos de los usuarios. “Tener medicina prepaga no importa como una causa de exclusión, sino que es un elemento de presunción para la determinación de ingresos”, señaló.

Nuevo esquema

Sergio Falzone, asesor de Energía, detalló que la asignación de subsidios se efectuará tomando al hogar como la unidad en la que reside una persona o un grupo de personas que comparten gastos y que se tomará en cuenta la suma de los ingresos del grupo conviviente, es por esto que el gobierno planea readecuar el esquema de subsidios a fin de contemplar los deciles económicos. Mediante la CBE se subsidiará un consumo indispensable para cada hogar dependiendo la cantidad de personas que lo habitan, mes del año y zona bioclimática. Los usuarios serán subsidiados siempre y cuando la CBE represente más del 10% de los ingresos totales del hogar.

En base a esto, Falzone advirtió que “una familia con bajos ingresos que no puede cubrir la canasta básica tampoco va a poder solventar la CBE, y eso va a ser tenido en cuenta, pero siempre evitando el derroche de Energía. No podemos subsidiar cualquier valor”.

Para la implementación del nuevo esquema no se va a requerir un nuevo empadronamiento para aquellos que ya han solicitado el subsidio a través del RASE. Los que estén inscriptos podrán actualizar sus datos en un nuevo formulario que publicará la Secretaría de Energía. En función de las variables y fuentes de información se establecerá el nuevo régimen y los beneficios alcanzados por subsidio total o parcial sobre la CBE, según precisaron.

Subsidios

En la audiencia, Marcos Sayoni, en representación del Enargas, presentó un ejemplo de los resultados de CBE consolidada para el caso de electricidad y gas natural para cada una de las zonas bioambientales, según grupos de convivientes y meses del año.

En ese sentido, para un hogar en donde vivan una o dos personas, que esté ubicado en una zona catalogada como “muy cálida”, se le subsidiarán 58 m3 de gas en mayo y 120 kWh de electricidad. Mientras que para un hogar en donde vivan más de 4 personas el subsidio será de 74 m3 de gas y 177 kWh de electricidad, en el mismo mes e igual zona bioclimática.

En cambio, para un hogar en donde residan 1 o 2 personas, pero que esté nucleado bajo la zona “muy fría”, se le otorgarán 350 m3 de gas y 120 kWh de electricidad. Y para un hogar en igual zona, pero con un grupo de convivientes de más de cuatro personas se le asignarán 379 m3 de gas y 177 kWh de electricidad. Es decir, en zonas de altas temperaturas se subsidiarán más kWh de electricidad y un porcentaje menor de m3 de gas, y en las áreas de menor temperatura se hará a la inversa.

, Loana Tejero

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Aseguran que Lunahuasi será un importante depósito de cobre, oro y plata

NGEx Minerals informó resultados de perforación en el proyecto ubicado en el Distrito Vicuña en San Juan, que sigue intersectando largos intervalos mineralizados de grado de bonanza en una zona que permanece abierta en todas direcciones.

“Lunahuasi continúa superando nuestras expectativas y estos nuevos pozos han generado algunas de las intersecciones combinadas de cobre, oro y plata más largas y de mayor ley vistas a nivel mundial en mucho tiempo”, comentó Wojtek Wodzicki, presidente y director ejecutivo de la compañía que pertenece al Grupo Lundin.

Con cuatro plataformas en el sitio, la perforación continúa en el proyecto y NGEx asegura que está comenzando a perfilar un importante depósito de cobre, oro y plata.

El depósito permanece abierto en todas direcciones y además de las altas leyes en estructuras individuales, la compañía está comenzando a ver intervalos más largos de stockwork y mineralización diseminada hacia la parte occidental del depósito.

Resultados que entusiasman

El sondaje DPDH010 cruzó varios intervalos mineralizados:102,0 metros con 4,56% de cobre equivalente desde 192,0 m incluyendo: 62,6 metros a 5,84% CuEq desde 226,0 m, incluido 9,4 m a 12,10 % CuEq desde 232,0 m , más 4,2 m a 19,70 % CuEq desde 282,2 m , más 460,9 m con 1,09 % CuEq desde 609,3 m.

El pozo DPDH011 intersectó 46,0 m con 2,06% CuEq desde 330,0 m , incluyendo 10,0 m a 3,42 % CuEq desde 330,0 m .

El pozo DPDH014 cruzó varios intervalos mineralizados: 184,2 m a 4,61 % CuEq desde 166,0 m , incluido 71,9 m con 9,63% CuEq desde 171,2 m; 28,0 m a 5,44 % CuEq desde 533 m , más 10,9 m a 4,39 % CuEq desde 722,4 m; más 6,4 m a 8,82% CuEq desde 953,6 m .

En un comunicado al que accedió Minería & Desarrollo, la compañía explicó que la mineralización es notablemente consistente en todo este volumen, y generalmente ocurre como una mezcla de pirita de grano grueso, enargita y covelita menor, que va desde diseminaciones a través de texturas semimasivas y de relleno de brechas hasta zonas masivas de sulfuro de hasta varios metros de longitud del núcleo. Parece haber una transición desde estructuras discretas de alta ley separadas por pared de roca no mineralizada y alterada propilíticamente en el este hacia una alteración de temperatura más alta y stockwork y mineralización diseminada hacia el oeste.

Este estilo de mineralización se caracteriza por DPDH010 entre 609,3 m y 1.070,2 m y DPDH014 desde 533,0 m hasta 960,0 m y se compone de una alteración casi continua de la riolita y andesita huésped cortadas por un aparente stock de vetas masivas de sulfuro que varían de 5 cm a 5 m de espesor.

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Qué hay detrás de las 14 áreas petroleras que YPF pone en venta

Arranca la ronda continua de licitación de áreas que impulsa el Gobierno. Mientras tanto, varias petroleras están a la expectativa por 14 que quiere ceder YPF. Mientras crece la expectativa tras el primer hallazgo de crudo no convencional en la Vaca Muerta de Mendoza, los planes en la provincia en materia hidrocarburífera no se agotan allí. Es que el gobernador Cornejo ya firmó el decreto para llamar a licitación y concesionar 12 nuevos yacimientos, mientras YPF delinea toda una estrategia para «deshacerse» de otras tantas áreas petroleras que ya no le resultan negocio. Las opciones para la petrolera de bandera […]

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Juicio por YPF: demandantes le pidieron a Preska embargar acciones de la empresa y hasta el swap con China

En una nueva ofensiva, los demandantes contra la Argentina en el juicio por la expropiación de YPF le pidieron a la jueza de Nueva York Loretta Preska embargar acciones de la compañía.

También solicitaron que la magistrada embargue si es necesario la operación de swap que la Argentina mantiene con China.

El juicio por la expropiación de la petrolera en 2012 continúa en EE.UU. y la jueza de Nueva York reveló cuáles son los bienes que podría embargar para ejecutar la sentencia de US$16.000 millones.

Los demandantes de la Argentina en el juicio por la compra de YPF solicitaron en una audiencia con la jueza Preska embargar distintos activos, entre los que se encuentran acciones de la compañía y hasta el swap con China.

El país tramita en la justicia de Nueva York un juicio que fijó una deuda de US$16.000 millones del Estado argentino, que adquirió las acciones de la petrolera, con Burford Capital, el fondo que compró el derecho a litigar a los accionistas, a los que no se les ofreció el mismo arreglo que a Repsol.

Ahora, frente a la deuda que se generó con los demandantes, le pidieron a Preska una audiencia para que comiencen los embargos de activos argentinos en el mundo, como pasó en su momento con la Fragata Libertad en el juicio con los fondos buitre.

Los activos que pidieron son acciones de YPF expropiadas a Repsol actualmente en Caja de Valores y también otras acciones de la petrolera en manos del Estado. 

La jueza debe determinar cuáles de los activos pueden ser embargados para pagar la deuda que el país busca apelar.

Otros de los pedidos de embargo son para cuentas, activos, deudas y transacciones valuados es USD 1 millón o más, el SWAP con China que se activó el año pasado para recomponer reservas del Banco Central y hasta concesiones para la exploración de recursos naturales.

El gobierno presentó el último jueves los documentos ante la cámara de apelaciones para buscar revertir la sentencia que pesa desde el año pasado por la compra de acciones de YPF a Repsol, donde no se les ofreció el mismo trato al resto de los accionistas de la empresa como marcaba el estatuto.

Burford Capital compró los derechos de litigio a estos accionistas y comenzó el juicio en el despacho de Preska para conseguir una sentencia a su favor, algo que logró en 2023 y que ahora el país busca revertir en una instancia judicial superior.

Hasta el momento no se realizaron embargos por la extensión del plazo de apelación que se le otorgó al país por el cambio de Gobierno y porque la Argentina no cooperó con la presentación de información.

Se espera que Preska dé más detalles sobre el caso y comunique cómo seguirá el trámite judicial que puede confirmar la deuda para el país en el caso YPF.

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Vaca Muerta comenzó el 2024 con la conexión de 17 pozos, la mayoría para producir petróleo

El crudo no convencional sigue dando saltos destacados en sus cifras a pesar del freno del primer mes del año. El arranque del 2024 para Vaca Muerta fue con un tropiezo debido a las dificultas registradas en la base de OilTanking Ebytem, en el sur de Buenos Aires, que afectó el bombeo y, en particular, a las exportaciones. Aún así, la actividad en la roca shale terminó enero con 17 pozos conectados, la mayoría en la ventana del petróleo, y aumentos destacados en la producción interanual de las principales áreas. Los pozos de shale oil y gas conectados en enero […]

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Francos recibió a Weretilneck para dialogar sobre desarrollo e inversiones en la Patagonia

El ministro del Interior, Guillermo Francos, recibió este miércoles en la Casa Rosada al gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, con quien dialogó acerca de las demandas y necesidades de las provincias patagónicas sobre desarrollo e inversiones en esa región.

Francos, en un mensaje que publicó en la red social X, señaló tras el encuentro que “junto al gobernador Alberto Weretilneck conversamos sobre la agenda de las provincias patagónicas y analizamos alternativas para impulsar un marco legal que genere más inversiones y desarrolle con rapidez los recursos petroleros, gasíferos y mineros de nuestro país”.

Junto al gobernador @Weretilneck conversamos sobre la agenda de las provincias patagónicas y analizamos alternativas para impulsar un marco legal que genere más inversiones y desarrolle con rapidez los recursos petroleros, gasíferos y mineros de nuestro país. pic.twitter.com/E10vHrCMg9

— Guillermo Francos (@GAFrancosOk) February 28, 2024

El gobernador rionegrino, por su parte, ratificó al ministro la importancia del diálogo y el respeto mutuo en la relación con el Gobierno nacional, y remarcó su compromiso de colaborar en la búsqueda de soluciones que impulsen el desarrollo regional y contribuyan al progreso del país.

Así lo señaló Weretilneck en un mensaje que publicó también en la red social X, en el cual destacó que “hoy me reuní con el Ministro del Interior, Guillermo Francos, para abordar las necesidades de la Patagonia.”

Hoy me reuní con el Ministro del Interior @GAFrancosOk para abordar las necesidades de la Patagonia.

Los gobernadores pedimos diálogo y respeto al Gobierno Nacional. Reafirmamos nuestra voluntad de trabajar para encontrar soluciones que impulsen el desarrollo de nuestra región y… pic.twitter.com/H5MHeTTMWi

— Alberto Weretilneck (@Weretilneck) February 28, 2024

“Los gobernadores pedimos diálogo y respeto al Gobierno Nacional. Reafirmamos nuestra voluntad de trabajar para encontrar soluciones que impulsen el desarrollo de nuestra región y beneficien a la Nación” agregó.

El mandatario provincial comentó que le transmitió a Francos la invitación de los gobernadores patagónicos al presidente Javier Milei para participar de la reunión del “Parlamento Patagónico que realizaremos en Puerto Madryn la semana próxima”.

Esta iniciativa busca fortalecer el vínculo entre las provincias patagónicas y promover el intercambio de ideas y proyectos para el desarrollo regional, según indicaron fuentes provinciales.

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La provincia de Neuquén y Vista buscan desarrollar proyectos de captura de carbono

Durante el encuentro también se oficializó el apoyo de la empresa al Programa de Becas Gregorio Álvarez. La provincia de Neuquén y Vista firmaron hoy un convenio con el cual buscan lograr la compensación de las emisiones de carbono que genera la actividad petrolera, mediante la reconversión forestal a través de plantaciones existentes en la localidad neuquina de Huinganco. La firma se realizó este mediodía en la Casa de Neuquén, en la Ciudad de Buenos Aires, entre el gobernador de la provincia, Rolando Figueroa y el COO de Vista, Juan Garoby. “Siempre dijimos que a nuestro gas le debemos generar […]

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Aconcagua Energía colocó en el mercado ON por US$ 27 millones

La petrolera Aconcagua Energía salió al mercado a colocar deuda corporativa y logró emitir casi US$ 27 millones a un plazo de 36 y 48 meses, en el marco del Programa de Obligaciones Negociables, bajo la calificación A (+).

Javier Basso, vicepresidente y CFO del grupo energético, comentó que la salida al mercado superó las expectativas previstas.

“Recibimos 1.725 ofertas de inversores particulares, fondos de inversión e instituciones del mercado de capitales. Sin dudas esto es producto del compromiso demostrado y crecimiento sostenido de Aconcagua Energía”, expresó el directivo.

En un comunicado tras la operatoria, la empresa destacó que “el actual contexto político y económico en el que se realizó esta colocación, sumado a un mercado de capitales de poca profundidad, generó que desde la empresa energética se haya vislumbrado como escenario probable la obtención de US$ 20 millones”.

Sin embargo, el resultado obtenido al cierre de mercado fue superior a lo previsto, obteniendo un 33,5 % por encima de las expectativas mencionadas, logrando una suscripción de US$ 27 millones, es decir aproximadamente 50% a 36 meses y 50% a 48 meses.

La estrategia de la compañía sigue consistiendo en el desarrollo de distintos productos de inversión de mediano y largo plazo en Obligaciones Negociables que sean atractivos para sus inversores, y por tal ello se diseñaron propuestas Dollar Linked y Hard Dollar a 36 y 48 meses.

En esta línea, el resultado de la colación fue en la oferta de Dollar Linked a 36 meses, una emisión de US$ 13 millones al 7,5%; Hard Dollar a 48 meses Bullet, una emisión de US$ 9 millones al 8, 5%, y Hard Dollar a 48 meses más de US$ 4 millones al 9,5%.

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Cuando el gas natural cambia vidas

Instalaciones Solidarias es la iniciativa de MetroGAS que logra que las organizaciones sociales puedan acceder al gas natural. Desde 2018 ya impactó en más de 5.100 familias. Facilitar el acceso al servicio de gas natural a organizaciones de la sociedad civil, realizando o mejorando instalaciones internas de gas es el objetivo que se marcó MetroGAS en su programa «Instalaciones Solidarias», que suma ya a 28 organizaciones beneficiadas en 6 años. El trabajo llevado adelante por parte de MetroGAS implica un análisis de cada proyecto técnico, la contratación y seguimiento de la obra civil, el acompañamiento de los aspectos comerciales y […]

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Presentan la canasta básica energética y el nuevo esquema de subsidios al gas y la luz

La Secretaría de Energía presenta hoy en una audiencia pública convocada el diseño de una Canasta Básica Energética (CBE) que determina los criterios de inclusión y de exclusión a partir de los cuales un hogar podrá recibir subsidio a los servicios de gas y electricidad, para lo cual se estimará que el costo total no debería representar más del 10% de los ingresos totales.

De acuerdo con lo previsto, la audiencia será virtual y puede ser seguida a través del canal de YouTube de la Secretaría de Energía.

La convocatoria oficial señala que se trata de una instancia para abordar “la redeterminación de la estructura de subsidios vigentes a fin de determinar el acceso al consumo básico y esencial de luz y gas natural incluyendo la consideración de los subsidios destinados a aquellos usuarios que no tienen conexión a redes de gas natural” y que “también contempla la readecuación del esquema de subsidios previsto en el Programa Hogar”, que subsidia la garrafa de GLP.

Según consignaron fuentes oficiales, en la audiencia participarán 97 expositores previamente inscriptos. En tanto, las autoridades del Gobierno presentarán la Canasta Básica Energética (CBE) y los nuevos criterios de subsidios para usuarios de menores ingresos de los servicios de gas y electricidad.

En la ocasión, buscarán plantear la superposición e incongruencia de beneficios que, aseguran desde el Gobierno, hicieron inequitativo e ineficiente el gasto público durante años.

El nuevo esquema propuesto adoptará criterios de exclusión para aquellos hogares que cuenten, entre sus integrantes, a titulares de medicina prepaga no vinculada con el empleo que poseen en relación de dependencia.

Tampoco podrán acceder quienes hayan viajado al exterior a países no limítrofes más de una vez en los últimos cinco años, y quienes hayan comprado moneda extranjera en los últimos tres meses.

Del mismo modo, se propone excluir a quienes registren consumos en tarjeta de crédito o billeteras virtuales superiores a cinco salarios mínimos ($ 900.000 desde marzo) y consumos en telefonía móvil superiores al 25% del salario mínimo ($ 45.000).

También se excluye a los titulares de aeronaves, propietarios o miembros de directorios de empresas privadas; y a los dueños embarcaciones de lujo o de dos o más inmuebles.

Asimismo, se excluyen a los hogares que tengan un auto con antigüedad menor a cinco años o dos autos con antigüedad menor a 10 años.

En el universo de los hogares que no hayan sido excluidos por el primer filtro de selección, el acceso al otorgamiento del subsidio se definirá al comparar los ingresos declarados por los miembros de un mismo hogar. Para ello se valorarán los registros administrativos integrados en el Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS).

Esta información se cruzará con el segundo criterio de selección, que es la Canasta Básica Energética y que indicará los consumos mínimos necesarios para la subsistencia de diferentes grupos familiares, en diversas regiones, meses del año y tipos de suministro.

Con este esquema, la Secretaría de Energía busca resolver “las incongruencias que resultan de la acumulación de los esquemas” de subsidios vigentes que coexisten y se acumulan en una misma factura.

De acuerdo con los estudios de consumo realizados a pedido de la Intervención del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), “la superposición de programas y la autorización de consumos bonificados sin límite, han ocasionado consumos excesivos en tanto la señal de precios no refleja los costos económicos de producir, transportar y distribuir la energía”.

A quienes pasen todos los filtros, se les subsidiará el porcentaje del costo que esté por encima del 10% de los ingresos totales familiares. Por ejemplo, si la tarifa de energía representare para una familia el 17% de sus ingresos totales, se le subsidiará el 7%.

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La decisión que tomó la mayor productora de litio en Argentina por los bajos precios

Arcadium Lithium reconoció el impacto en su estrategia producto de la caída en los precios y actualizó los montos de inversión en los proyectos del norte argentino. Arcadium Lithium, la principal productora de litio en Argentina tras la fusión de Livent y Allkem, anunció que ralentizan el ritmo de las expansiones de los proyectos debido a las condiciones actuales del mercado y al desafío que representan los precios. Esa decisión impactará a los proyectos en el norte argentino. Paul Graves, CEO de Arcadium Lithium, anunció que reducirán la producción de espodumeno, mineral que se extrae de la mina de Mt. […]

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El Embajador de Canadá pasó por la planta de arenas de NRG en Allen

Funcionarios rionegrinos de la Secretaría de Energía y Ambiente acompañaron esta mañana el recorrido por la región del Embajador de Canadá en la Argentina, Reid Sirrs, quien llegó junto a representantes de la Cámara de Comercio Argentino Canadiense (CCAC) para visitar la planta de procesamiento de arenas de NRG, ubicada en el Parque Industrial Norte de Allen. La secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, fue acompañada por el titular de Minería, Joaquín Aberastain Oro, y fueron recibidos por el CEO de la compañía, César Güercio, quien guió a la comitiva por las instalaciones, destacando los avances tecnológicos y los […]

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Comarsa: Los basureros del fracking en la picota

La justicia neuquina dispuso un millonario embargo contra directivos de una empresa que manejaba la disposición de residuos de la actividad petrolera. Avanza la investigación del negocio de los basurales de Vaca Muerta denunciado por la Asociación Argentina de Abogadxs Ambientalistas. La Compañía de Saneamiento y Recuperación de Materiales S.A. (COMARSA) se instaló en 2014 en un predio cedido por la provincia en el Parque Industrial Neuquén para disponer allí un “basurero del fracking”. En el lugar acumularon millones de metros cúbicos de material de descarte a cielo abierto y sin ningún tratamiento, proveniente de las perforaciones de Vaca Muerta. […]

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A través de un proyecto de expansión de GNL, Qatar tendrá una participación del 25% en el mercado global

Uno de los mayores exportadores de GNL del mundo anunció un plan de expansión que duraría hasta 2030. Supera la capacidad actual en un 85%. En el mercado global del gas, Qatar, uno de los grandes exportadores de gas natural licuado (GNL), podría incrementar su participación hasta abarcar el 25% en 2030. Esto se debe a que anunciaron un nuevo e importante proyecto de expansión que se suma a sus dos Proyectos en marcha. El objetivo es aumentar la capacidad en un 85% en comparación con los niveles actuales. Actualmente, QatarEnergy ha anunciado un nuevo proyecto de expansión de GNL […]

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MINEM recibe terreno donde se construirá futura Planta Satélite de Regasificación de GNL para la región Cusco

Junto a gobernador regional, se da paso decisivo para hacer realidad la masificación de gas natural en el sur peruano. El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) impulsa el proceso de “Licitación para participar en el proyecto especial de masificación de gas natural en la región Cusco”, la cual incluirá la construcción de 25.18 km. de redes de gas natural y de una Planta Satélite de Regasificación de Gas Natural Licuado (GNL) para atender la demanda en la Ciudad Imperial. Como parte de la política de Gobierno para masificar e intensificar el uso de gas natural, el MINEM recibió, de […]

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Bolivia obtuvo aproximadamente USD 2.000 millones de renta petrolera en 2023

El Estado Plurinacional de Bolivia obtuvo ingresos por aproximadamente USD 2.000 millones por concepto de renta petrolera durante la gestión 2023, informó el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen Tapia. “Priorizamos las iniciativas para incrementar la Renta Petrolera a pesar de la declinación natural en la producción. Estos ingresos benefician a gobernaciones, municipios, universidades públicas, el Tesoro General Estado de Nación (TGN) y YPFB. Nuestro compromiso es contribuir a la reactivación económica del país”, manifestó la autoridad petrolera. El monto total, resultado de la comercialización de hidrocarburos y las actividades realizadas en el sector, representa la sumatoria […]

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Alberto Carlocchia, el candidato de Caputo para asumir en la Secretaría de Minería

Alberto Carlocchia podría asumir en los próximos días como secretario de Minería de la Nación en reemplazo de la salteña Flavia Royón, que dejó el cargo en forma abrupta como consecuencia de los coletazos generados por el fracaso de la Ley Ómnibus en el Congreso. Así lo aseguraron a EconoJournal tres fuentes privadas sin contacto entre sí. Este medio intentó comunicarse telefónicamente con Carlocchia, pero el ejecutivo no respondió los llamados.

Carlocchia, que fue presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) entre 2019 y 2023, renunció esta semana como gerente de la minera Patagonia Gold, que opera en Santa Cruz, según afirmó una de las fuentes consultadas. Esa versión alimenta la posibilidad de que pueda ser designado al frente de la cartera minera con el respaldo del ministro de Economía, Luis Caputo.

Su nombramiento se oficializaría recién después de la PDAC, la feria minera más importante del mundo, que se realiza la semana que viene en Toronto. La CAEM mantenía la expectativa de que algún funcionario del Ministerio de Economía viaje a Canadá para presentar a la Argentina en el evento, que funciona desde hace años como una usina natural para capturar inversiones internacionales en proyectos mineros. Hasta el momento, sólo está confirmada la participación de representantes de segundo nivel de la Cancillería y del Consejo Federal de Inversiones (CFI).

«Carlocchia cuenta con el respaldo del sector privado, se destaca por sus capacidades interpersonales, habla con todo el mundo y tiene más de 20 años de experiencia en el sector. Es un muy buen candidato, pero aún no hay nada confirmado. Caputo también tiene otros nombres en carpeta», señaló un directivo del sector que lo conoce bien.

La designación del nuevo secretario de Minería está demorada tras la salida intempestiva de Flavia Royón, que renunció el 10 de febrero por ser una de las variables de presión del presidente Javier Milei en la disputa que mantiene con los gobernadores por la caída de la Ley Ómnibus. En los últimos días Caputo se reunió al menos dos veces con ejecutivos del sector minero. Si bien circularon distintos nombres para asumir en Minería, aún no hay confirmación, aunque Carlocchia es uno de los que está en la lista corta que maneja el titular del Palacio de Hacienda.    

Quién es Carlocchia

El ex gerente de Patagonia Gold participa de la comisión directiva de la CAEM. Es abogado egresado de la Universidad Católica Argentina (UCA) y un ejecutivo con más de 25 años en el sector minero.

Además, se formó como mediador y negociador en CMI International Group de la Universidad de Harvard y es el principal referente del Comité de Minería de la Cámara de Comercio Argentino-Canadiense (Chamber of Commerce Argentina Canadá).

, Roberto Bellato

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DREICON, TotalEnergies, ABO Wind y CWP Global debatirán sobre el futuro de las renovables en FES Argentina

Future Energy Summit (FES) Argentina está cada vez más cerca. El próximo lunes 11 de marzo más 400 ejecutivos, inversionistas, líderes y altos cargos del sector energético de la región se reunirán en el Hotel Emperador de Buenos Aires para debatir sobre las oportunidades y nuevos negocios e inversiones sostenibles en el camino de la transición energética regional. 

El panel N° 6 de la jornada ya está confirmado y referentes de DREICON, TotalEnergies, ABO Wind y CWP Global conversarán sobre el desarrollo de grandes proyectos y el futuro de la energía eólica, la fotovoltaica y el hidrógeno. 

DREICON,  firma integral de consultoría e ingeniería que ayuda a organizaciones públicas y privadas con la transición hacia fuentes más sostenibles, participará con la presencia de Gerardo Manhard, chief operating officer y director de la compañía. 

Desde su fundación en 2016, DREICON ha ofrecido un enfoque integral para ayudar a las empresas a adoptar prácticas más sostenibles y ya brindó servicios para más de 15 proyectos renovables, de H2V y de infraestructura eléctrica. 

TotalEnergies, multinacional francesa del sector petroquímico y energético, también formará parte del panel. Martín Parodi, managing director REN de la empresa, representará a la firma que persigue el crecimiento rentable en la industria de las renovables, a tal punto que busca ser netos en emisiones en el 2050 y cero emisiones de metano en el 2050 y alcanzar los 100 GW instalados a nivel mundial al 2030. 

Hoy en día, TotalEnergies cuenta con cuatro centrales renovables en el país: una planta solar de 30 MWp (Caldenes del Oeste), tres proyectos eólicos de 100, 98 y 50,4 MW respectivamente (Mario Cebreiro, Vientos Los Hércules y Malaspina), una planta solar de 14 MWp (Amanecer, actualmente en construcción) y otros proyectos en desarrollo, incluyendo hidrógeno.

Pero a ello se debe añadir que, durante el mega evento de FES República Dominicana 2023, la compañía dio a conocer que tiene 1,1 GW de proyectos renovables en operación y construcción desde México hasta la Patagonia y cerca de 4 GW en prospección del pipeline en varios países de la región.

ABO Wind, desarrolladora y constructora de proyectos eólicos, solares, de baterías e hidrógeno a lo largo de todo el mundo, no se perderá la cumbre de Future Energy Summit en Argentina y business development manager, Mariano Panelli, será panelista en el sexto debate de la jornada. 

La firma de origen alemán posee presencia en Argentina desde hace varios años y ya desarrolló más de 10 proyectos renovables que suman cerca de 1750 MW de capacidad. Incluso, el año pasado reconocieron que tenían un pipeline de aproximadamente 6 GW eólicos y solares, y otros 4 GW en emprendimientos de hidrógeno verde.

Mientras que CWP Global, innovadora en el desarrollo de renovables y soluciones energéticas sostenibles, aportará su mirada en la cumbre del 11 de marzo mediante su director de Relaciones Institucionales, Carlos Seijo

La firma ya llevó adelante 2 GW a nivel mundial, cuenta con más 6 GW renovables on grid en desarrollo y otros 180 GW de renovables para producción de hidrógeno verde; y Argentina ocuparía un lugar relevante dentro de esa estrategia.

Los proyectos en el país son un conjunto de instalaciones de 1500 a 3000 km2 para la producción de hidrógeno verde a gran escala en el Golfo San Jorge, Santa Cruz y Tierra del Fuego. Bloques patagónicos de los que se espera que cada uno tenga alrededor de 8,5 GW eólicos para H2V. 

Por lo que Future Energy Summit Argentina será el espacio ideal para seguir de cerca las perspectivas 2024 y los objetivos del sector privado, como también las oportunidades regulatorias y de inversión y las metas y expectativas del gobierno de Javier Milei para el sector renovable del país.

No te pierdas la oportunidad de ser parte del primer mega evento FES del 2024, donde expertos, innovadores y líderes del sector se reunirán para discutir el futuro de la energía renovable. ¡Súbete a la ola renovable y vive la experiencia de este viaje hacia la transición energética!

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Honduras reformula su licitación y ahora va por 1500 MW de potencia y energía

Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), ratificó que la Licitación pública e internacional de potencia y energía a largo plazo se convocará este año 2024.

Además, adelantó que ha sido reformulada para que la empresa estatal contrate finalmente 1500 MW en tres bloques y para que la metodología a emplear sea de rondas sucesivas.

“Ha costado. Se ha tenido que capacitar gente en Guatemala, reconstruir la Junta de Licitaciones y todo lo que implica técnica y analíticamente un proceso de Licitación de envergadura como la de 1500 MW que es la que estamos preparando”, introdujo Tejada.

Y precisó durante un conversatorio de la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER) en X space: «Una vez que esta licitación se lance, nosotros esperamos que sea en este primer semestre de este año, esas plantas entrarían en 2027, 2028 y 2029».

De esta manera, se pasó de la intención de contratar entre 450 y 500 MW térmicos además de 250 MW eólicos y solares a un total de 1500 MW térmicos y renovables.

Para compartir más precisiones al respecto, Wilfredo Flores, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), comentó a Energía Estratégica que el cambio merece a una decisión informada que tomó la ENEE en las últimas semanas.

“El distribuidor cambió su objetivo de generación. Hizo un análisis para próximos años y como se arrastraban los 450 MW pendientes, nos enviaron una solicitud para que sea de 1500 MW. Una primicia es que el primer bloque será de 800 MW”, declaró el comisionado Flores en exclusiva para este medio.

Con la motivación de no sólo fortalecer el parque de generación y evitar déficit de energía, sino además lograr precios competitivos la metodología a emplear para la selección de las ofertas adjudicadas será a través de rondas sucesivas.

“Se va utilizar un mecanismo para la evaluación económica que tuvo mucho éxito en Guatemala que es el de rondas sucesivas y que utiliza un algoritmo de minimización para ir escogiendo los precios más baratos. Entonces, esa sería la metodología. Este tipo de licitaciones con estos mecanismos de subastas sucesivas y con este algoritmo permiten que pueda hacerse una auditoría forense bastante transparente del proceso”, amplió el secretario de Energía Tejada.

https://t.co/OAakk1Ihl1

— AHER (@AHERenovable) February 29, 2024

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Más de 1000 MW renovables aprobados y con entrada en operación prevista para este año en México

La Unidad de Electricidad de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) continúa recibiendo solicitudes de Permisos Administrados de Generación, Importación y Exportación de Energía Eléctrica. Tal es así que acumula históricamente 1132 permisos de generación otorgados por más de 1500 GW, al cierre del 2023.  

Si bien este sexenio estuvo marcado por el rechazo a más de 1 GW de proyectos de generación privados, entre aquellos que lograron el visto bueno de la CRE se destacan 15 proyectos renovables con Fecha de Entrada en Operación para este año 2024 que totalizan 1.114,53 MW de capacidad autorizada (ver al pie del artículo). 

En detalle, seis proyectos que suman 661,63 MW son de tecnología fotovoltaica, cinco más aportarán 341,4 MW de capacidad en molinos eólicos, dos emprendimientos de bagazo de caña de 101,5 MW y una central hidroeléctrica de 10 MW. 

Mientras que el grueso aprobado para este año está por iniciar obras o ya inició su construcción, algunos otros ya se encuentran operativos tales como la instalación de 16 MW inaugurada por el Gobierno de la Ciudad de México en la Central de Abastos este mes de febrero, y la central de cogeneración de 27.50 MW del permisionario Ingenio El Mante, S. A. de C. V. en marcha antes del cierre del 2023. 

Ahora bien, es preciso remarcar que obtener el permiso de generación no significa directamente que la interconexión se concreten en tiempo y forma de acuerdo a lo estipulado en el acto administrativo de la CRE vinculado a cada proyecto. 

De hecho, revisando uno a uno los estados de avance informados a la CRE por parte de los proponentes de proyectos aprobados en los últimos años, el mayor volumen de proyectos con permisos de generación aprobados aún no iniciaron operaciones. 

En este sexenio, de las 72 solicitudes de renovables aprobadas por un total de 45628 MW, solo 22 aparecen en estado de operación por un total de 1555,21 MW; entre ellas, centrales de bioenergías, cogeneración renovable, así como eólicas, fotovoltaicas e hidroeléctricas.

¿Qué depara para los próximos meses? Del total histórico de solicitudes renovables aprobadas, aquellas con fecha de operación para este año 2024 que aún no iniciaron operaciones son 13 y sumarán 1.071,03 MW de capacidad.  

Este es el detalle de proyectos renovables con permisos para la generación de energía eléctrica otorgados por la CRE con fecha de entrada de operación para el 2024:  

Permisionario
Empresa Líder
Capacidad Autorizada (MW)
Generación Estimada (GWh/Año)
Fecha de Entrada en Operación
Tecnología
Estado Actual
Entidad Federativa

Sunmex Renovables, S. A. de C. V.
Univergy International, S. L.
102.79
266.05
31/07/2024
Fotovoltaica
Por iniciar obras
Sonora

Recursos Solares PV de México II, S. A. de C. V.
Desarrollos Solares Mexicanos, S. L.
100.00
290.75
31/07/2024
Fotovoltaica
Por iniciar obras
Sonora

Eólica del Mayab, S. A. P. I. de C. V.
Eoliatec de México, S. A. de C. V.
71.40
347.00
27/06/2024
Eólica
Por iniciar obras
Yucatán

Alten Energías Renovables México Siete, S. A. de C. V.,
Alten Energías Renovables,
278.64
691.50
13/02/2024
Fotovoltaica
Por iniciar obras
Puebla

Compañía Eoloeléctrica Matamoros, S. A. de C. V.
Deacero
84.00
279.62
31/01/2024
Eólica
Por iniciar obras
Tamaulipas

Compañía Eólica Río Bravo, S. A. de C. V.
Deacero
66.00
219.70
31/07/2024
Eólica
Por iniciar obras
Tamaulipas

Compañía Eólica El Palmar, S. A. de C. V.
Deacero
60.00
199.73
31/07/2024
Eólica
Por iniciar obras
Tamaulipas

Compañía Eólica El Cielo, S. A. de C. V.
Deacero
60.00
199.73
31/01/2024
Eólica
Por iniciar obras
Tamaulipas

Más Energía, S. de R. L. de C. V.
Enel Green Power
150.00
447.37
30/06/2024
Fotovoltaica
Por iniciar obras
Coahuila

CFE Generación III, Central Amata
Comisión Federal de Electricidad
10.00
46.85
31/07/2024
Hidroeléctrica
Por iniciar obras
Sinaloa

Cajeme Solar, S. A. P. I. de C. V.
Municipio de Cajeme, Estado de Sonora
10.00
21.55
28/10/2024
Fotovoltaica
En construcción
Sonora

Tampico Renewable Energy, S. A. P. I. de C. V., Central III
Mesoamerica Sugar Investments Coöperatief U. A.
74.00
271.47
14/11/2024
Bioenergía de Bagazo de Caña
En construcción
Tamaulipas

Ingenio El Mante, S. A. de C. V.
Mesoamerica Sugar Investments Coöperatief U. A.
27.50
88.20
29/02/2024
Cogeneración de Bagazo de Caña
En operación
Tamaulipas

Gobierno de la Ciudad de México
Gobierno de la Ciudad de México
16.00
25.26
20/12/2024
Fotovoltaica
En operación
Ciudad de México

Audi México, S. A. de C. V.
Audi AG
4.20
12.76
30/08/2024
Fotovoltaica
En construcción
Puebla

(ver: Permisos de generación vigentes – CRE)

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De primera mano: ¿Cómo Enel Americas enfoca su estrategia renovable hacia 3 países claves en Latinoamérica?

Enel Americas, compañía líder en la transición energética y comprometida con el desarrollo sostenible a través de la descarbonización y electrificación, estuvo presente en el mega evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) a fines del año pasado en la ciudad de Santiago, Chile. 

Aurelio Bustilho De Oliveira, CEO de Enel Américas, brindó una entrevista exclusiva en la que reveló la estrategia de la compañía para la región y el enfoque selectivo para sus nuevas inversiones en generación renovable e infraestructura eléctrica. 

“Estamos en un proceso de desinversión en energía térmica en Perú y en Argentina, en línea con los objetivos. Ya anunciamos el proceso de venta de la distribución y generación en Perú y la venta de centrales térmicas en Argentina, pero trasladamos para 2024 el proceso de la venta de Edesur”. señaló. 

“Se debe a que tenemos un objetivo ambicioso de crecer en capacidad de energía renovable pero también mejorar la infraestructura de nuestras distribuidoras de energía. Es mucho CAPEX y estamos priorizando en las redes que tenemos”, agregó.

En ese sentido, la lógica de desinversión en Perú y Argentina resulta para hacer hincapié en países a los que Enel Americas considera “prioritarios”, como por ejemplo Brasil, Colombia y Chile, con el objetivo de reforzar las redes, mejorar continuamente la calidad y la digitalización de las mismas y seguir con el plan de renovables.

Y cabe recordar que Enel Americas cuenta con 20 GW de capacidad distribuidos entre Argentina, Brasil, Colombia, Chile, Perú y algunos países de Centroamérica como Panamá, Costa Rica y Guatemala. 

De esa capacidad, poco más de 70% ya es renovable pero la compañía va por más, a tal punto que del pipeline de 45 GW a 50 GW globales, Enel Americas proyecta aproximadamente 3 GW o 2.5 GW para la región, los cuales se podrán en operación entre 2024 a 2026. 

“Las tasas de interés están muy elevadas, el costo de capital está muy alto, la volatilidad de los precios todavía es un elemento importante, entonces somos más prudentes con respecto a las inversiones en las energías renovables”, aclaró Aurelio Bustilho De Oliveira.

“Tenemos un pipeline robusto y en la medida que se den las condiciones, reactivaremos esas inversiones. Pero actualmente nos enfocamos principalmente en mejorar la resiliencia y calidad de las redes en los capitales que operamos”, subrayó en la entrevista exclusiva brindada durante la cumbre que reunió a más de 400 ejecutivos, inversionistas, líderes y altos cargos del sector energético de la región. 

¿Qué rol ocupa el almacenamiento en esa cartera de proyectos? El CEO de Enel Americas planteó que ya poseen estudios de storage, pero reconoció que no será la tecnología que más impulsen en el corto y mediano plazo. 

El motivo es que desde la firma observan que el coste y la selectividad aún no resulta muy fuerte y competitiva, por lo que no priorizan el almacenamiento más allá de como complementariedad de algunos parques eólicos; sino que el eje central estará en tener “los frutos más maduros y donde se pueda podemos aportar más”. 

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Identifican un gran reto para impulsar inversiones de BESS en República Dominicana

El almacenamiento se posiciona como la solución sostenible más eficaz para la regulación de frecuencia en sistemas insulares como el dominicano, que está a la espera de que ingrese nueva generación de base y de que se fortalezcan sus redes.

Por lo que, promover la acumulación de energía en baterías en República Dominicana resulta clave para lo que queda de esta década. Así lo consideró Rafael Velazco Espaillat, gerente general de Raveza Associated & Services:

“En el caso dominicano, las baterías van a cumplir una misión muy importante y es ayudar a la regulación de frecuencia por una ventana de aproximadamente 6 años, hasta que entre en operación toda la generación de Base licitada un año atrás”, sostuvo Rafael Velazco.

En conversación con Energía Estratégica, argumentó que es preciso apoyar alternativas de acumulación en baterías de gran escala para resolver un cuello de botella en la transmisión que no sólo está impidiendo que entren más renovables al sistema, sino que además ya está afectando la operativa.

Entendiendo que por ley a las energías renovables hay que despacharlas desde que el recurso esté disponible, se debe dar de baja a plantas de base como de carbón o de gas natural 24/7 para inyectar las renovables, que si bien es verdad que medioambientalmente eso está bien, eso estaría provocando muchos problemas de frecuencia por la inestabilidad propia de las renovables, que entran y salen dependiendo del recurso.
En tal sentido, los Sistema de Almacenamiento de Energía de Baterías (BESS) podrían ganar protagonismo en el sector eléctrico dominicano resolviendo la regulación de frecuencia.

Sin embargo, Rafael Velazco, quien además ha tenido un destacado paso en la Superintendencia de Electricidad (SIE), advierte que el que se haya definido que la energía que se inyecte para servicios auxiliares sea al costo marginal o el costo spot, hace que pierda atractivo en el mercado.

“El pago del kWh para hacer servicios auxiliares al precio Spot -o, como se llama, de arbitraje- es básicamente el pecado original de la resolución, porque pagar más caro esos kWh servidos con BESS para servicios auxiliares, como regulación de frecuencia, se debe a que el kWh se les debe pagar no por el costo incurrido, sino por el costo evitado al sistema”.

“Ese pecado que tiene la Resolución que sacó la Superintendencia al comienzo del 2023, donde regulaba el tema del almacenamiento en baterías, llevó a que la SIE determine que cuando se inyecte energía por almacenamiento sea al costo marginal o el costo spot. Entonces, cuando el costo marginal sea bajo, ¿qué actor del mercado querrá vender en menor precio y no esperar a que este aumente?”, cuestionó Velazco.

De allí, puso en consideración revisar el estudio proporcionado a la Superintendencia que fue patrocinado por la United States Trade and Development Agency (USTDA), cuyo resultado indicaba que los kWh inyectados por baterías para servicios auxiliares (entiéndase regulación de frecuencia, por ejemplo) se pagan más caro que los que son simplemente inyecciones de energía al sistema

“Las baterías tiene la virtud de poder estar llenas todo el tiempo y entrar en milisegundos cuando un parque renovable se va a cero y por un lapso de 5 min o 10 min, máximo 15 min, (el tiempo que se necesite) inyectan una cantidad de kWh que, multiplicados por todos los parques que hay, te ayudan a regular frecuencia de todo el sistema”, valoró Velazco.

Y concluyó: “Ese kilovatio hora se paga, no por el costo incurrido, o sea, no lo que te costó producir el kilovatio hora, sino por el costo evitado al sistema”.

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S-5! Aumenta su participación de mercado en México, Centroamérica y Colombia

Impulsado por el crecimiento del mercado solar en toda América Latina, S-5! , la autoridad líder en accesorios

Paulina Torres, nueva Coordinadora de Marketing para América Latina

solares para techos metálicos, está expandiendo aún más su negocio en México, Centroamérica y Colombia con el anuncio de cinco nuevos miembros en su equipo para respaldar el crecimiento regional.

 

Con sede en México, Paulina Torres, la nueva Coordinadora de Marketing para América Latina de la empresa, aporta 10 años de experiencia en comunicaciones de marketing, gestión de eventos y servicio al cliente. Ella trabaja en estrecha colaboración con el equipo de ventas para ampliar la presencia de S-5! en el mercado latinoamericano, además de gestionar las relaciones con los distribuidores.

Jesús Jara, también radicado en México , es el nuevo ingeniero de proyectos de S-5! para la región. Siendo Ingeniero estructural de profesión, antes de S- 5!, Jara trabajó

Jesús Jara, radicado en México, es el nuevo ingeniero de proyectos de S-5!

como ingeniero de ventas para una empresa de energía solar, donde supervisó la expansión de la marca en todo México. Su enfoque principal es brindar capacitación educativa, soporte técnico a los clientes y ayudar a desarrollar proyectos en toda América Latina.

 

S-5! suma tres nuevos ingenieros de ventas en LatAm:

Desde Costa Rica, Allan Pérez trae casi 10 años de experiencia en la industria solar con su carrera en ingeniería eléctrica. Su historial laboral incluye experiencia con EPCs, pero también expertis con un contratista de techos metálicos, donde conoció a S-5 por primera vez con su solución de montaje solar sin rieles y fijación directa PVKIT. Su enfoque está en brindar educación y conocimiento de la marca en Centroamérica y el Caribe.

De Colombia, Juan Camilo Castro es ingeniero mecánico con experiencia laboral comercial en una empresa de distribución de equipos fotovoltaicos. Su enfoque principal es desarrollar los mercados de Centroamérica, el Caribe y Colombia, además de gestionar las relaciones con los socios de canal.

Allan Pérez trae casi 10 años de experiencia en la industria solar. Tiene sede en Costa Rica

Con sede en México, Cristhian Arredondo también tiene experiencia en el sector solar enfocado en el diseño e instalación para proyectos comerciales y de gran escala. Con carrera en ingeniería energética, antes de S- 5!, Arredondo fue gerente de ingeniería paraun distribuidor mexicano de sistemas fotovoltaicos donde resolvía problemas técnicos. En S-5! gestionará la relación con clientes comerciales y desarrollará nuevos mercados.

 S-5! Tiene socios de canal en México, Costa Rica, Colombia, Ecuador, Puerto Rico y Jamaica. Según el último informe de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), México registró 2,954.65 MW de energía solar instalada durante el primer semestre del 2023 , un récord histórico en términos de potencia fotovoltaica instalada en el país, incluidos en ellos 846 MW en el sector comercial e industrial.

Juan Camilo Castro es ingeniero mecánico. Su enfoque principal es desarrollar los mercados de Centroamérica, el Caribe y Colombia,

“A medida que más empresas, que sus locaciones cuentan con techos metálicos, descubren los beneficios de la energía solar,  y sus ahorros en costos asociados, hacen que la expansión de S-5! en el mercado Latino sea primordial para nosotros”, comentó Juan Carlos Fuentes, Director de Negocios para América Latina y Europa de S-5!

Cristhian Arredondo tiene experiencia en el sector solar. Está radicado en México

Costa Rica es bien conocida por sus esfuerzos en energía renovable y está experimentando un crecimiento en la industria solar. Según el Ministerio de Ambiente y Energía de Panamá, hay aproximadamente 90 MW de energía solar instalada, y el país cuenta con potencial para un mayor crecimiento.

Centroamérica también es un nuevo mercado en desarrollo. Históricamente, la región dependió de la energía hidroeléctrica, el carbón, el gas natural y el combustible. El año pasado, los países centroamericanos facilitaron a las empresas la integración de la energía solar al reducir las restricciones, y la energía solar ahora está ganando terreno en toda la región.

En Colombia, el desarrollador y proveedor global de servicios de energía renovable, BayWa r.e. se ha asociado con S-5! como importante socio de canal al aperturar su nueva sede de negocios de forma local en Colombia.

“Para S- 5!, Colombia representa un país referente en energía solar, que está experimentando un crecimiento tremendo”, afirmó Fuentes. “Con una variedad de iniciativas gubernamentales actualmente en marcha en Colombia orientadas a apoyar la energía renovable, incluido un nuevo decreto del Ministerio de Minas y Energía (Decreto N° 2236 de 2023) , anticipamos que el mercado continuará desarrollándose exponencialmente”.

“S-5! está posicionado para respaldar el crecimiento de este mercado en toda América Latina”, continuó Fuentes. “Proporcionando una tecnología única de fijación solar sin rieles, S-5! elimina la necesidad de rieles de aluminio anodizado y facilita el realizar instalaciones más rentables y menos complicadas utilizando su sistema de conexión directa PVKIT, que ahora representa el montaje de más de 6 GW de paneles solares sobre techos metálicos en más de 70 países de la A a la Z, desde Australia hasta Zimbabue.»

Con solo tres componentes, el PVKIT permite a los instaladores solares fijar paneles solares directamente a un techo metálico con las abrazaderas y soportes de S-5!. Los componentes premontados del PVKIT ayudan a reduzcir el tiempo de instalación y el costo del montaje fotovoltaico al eliminar la necesidad de un riel complicado, al mismo tiempo que proporciona una mejor distribución de la carga en el techo y la subestructura.

 “Estamos muy emocionados de darle la bienvenida a nuestros cinco nuevos miembros del equipo a la familia S-5!”, dijo Fuentes. «El profundo conocimiento y experiencia que aportan a nuestra empresa y a nuestros clientes es fundamental para nuestro éxito y crecimiento continuo en toda América Latina».

Acerca de S-5!

Fundado por un veterano experto en techos de metal, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de sujeción de techos metálicos desde 1992. Las abrazaderas de penetración cero y los soportes de por vida de S-5! sujetan prácticamente cualquier cosa a la mayoría de los tipos de techos metálicos, manteniendo la integridad y las garantías del techo.

Hecho en los EE. UU., las soluciones de S-5! están diseñadas para una variedad de aplicaciones de montadura en techos y ahora están instaladas en más de 2.5 millones de techos de metal en todo el mundo, brindando una resistencia y una longevidad nunca antes vistas.

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El Grupo EPM cumple con su hito de producir hidrógeno verde

El Grupo EPM presentó este miércoles 28 de febrero su planta piloto de producción de hidrógeno verde (H2V) y su estación de mezcla con gas natural, cumpliendo con su hito de producirlo a partir de energía limpia (no convencional), en un trabajo conjunto entre EPM y Aguas Nacionales, desde la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR) Aguas Claras, ubicada en el municipio de Bello, al norte del Valle de Aburrá.

John Maya Salazar, gerente general de EPM y líder del Grupo EPM, destacó que “seguimos adelante con la implementación de la Hoja de Ruta del Hidrógeno de la Organización, a partir de un desarrollo sostenible, promoviendo nuevas oportunidades de crecimiento y soluciones que permitan el desarrollo de casos de negocio y optimización de infraestructura para producción de hidrógeno, que contribuyan a la descarbonización, al uso racional de los recursos y al desarrollo económico. Pensando siempre en soluciones que aporten al bienestar de la comunidad y a su calidad de vida”.

Este proyecto piloto hace parte de la Hoja de Ruta del Hidrógeno del Grupo EPM, la cual busca el desarrollo de competencias e innovación basado en energías limpias y renovables, que pueden ser escalables a proyectos que permitan el uso de hidrógeno a nivel local e internacional.

En sintonía con la innovación

Se espera que el hidrógeno tenga múltiples usos en el futuro. Por esta razón, el proyecto busca facilitar la apropiación de conocimientos técnicos en su producción, manejo y diferentes usos en el corto plazo como:

Realizar mezclas (blending) con biogás para la producción de electricidad de uso industrial, en los moto-generadores de la planta.
Adelantar pruebas de mezclas (blending) con gas natural para el uso en gasodomésticos residenciales, con el fin de distribuir un energético más limpio para el Valle de Aburrá. Las pruebas permitirán conocer los comportamientos de la mezcla en el sistema de distribución para su uso en el corto plazo.
Movilidad para vehículos de uso pleno (100 % hidrógeno) o en forma dual (diésel e hidrógeno). Dentro de sus logros, EPM hará la conversión a hidrógeno de dos volquetas para el servicio de la PTAR Aguas Claras, de manera que mejore su eficiencia y reduzca sus emisiones al ambiente.

Henry Parra Molina, presidente Aguas Nacionales, indicó que “la producción de hidrógeno en las instalaciones de la PTAR Aguas Claras se realizará por medio del proceso de electrólisis o descomposición del agua (H2O) en sus componentes básicos: hidrógeno y oxígeno, utilizando la energía eléctrica autogenerada en la misma planta, la cual se obtiene por medio de la combustión del biogás en motogeneradores. Esta energía es considerada como limpia debido a que proviene de una fuente no convencional renovable, en este caso la biomasa”.

Por sus bondades en materia de innovación tecnológica, reducción de gases de efecto invernadero (GEI), uso circular de los recursos energéticos y la promoción de otras fuentes alternativas, esta se convierte en una de las apuestas más importantes del Grupo EPM, de cara a la Hoja de Ruta que se ha trazado para la producción de hidrógeno verde en el mediano plazo.

Esta estrategia se materializa con el trabajo colaborativo entre EPM y Aguas Nacionales, aprovechando sinergias operativas y financieras como conglomerado empresarial para generar valor a todos sus grupos de interés

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FENOGE explora el potencial del hidrógeno verde a partir de Biomasa y PCH en Colombia

El Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE) ha llevado a cabo un exhaustivo estudio para evaluar las posibilidades e implicaciones de implementar proyectos de producción de hidrógeno verde mediante tecnologías de aprovechamiento de biomasa residual y pequeñas centrales hidroeléctricas en todo el territorio nacional.

El propósito principal de estos estudios radica en analizar la demanda, los costos, las oportunidades y las barreras del mercado del hidrógeno en Colombia. El objetivo final es destinar recursos y financiamiento para la ejecución de proyectos que impulsen el desarrollo y la adopción del hidrógeno verde y azul en el país.

Resumen_ejecutivo

 

Costo nivelado promedio con biomasa y PCH

Al considerar diversas combinaciones de uso, departamento, proceso de producción de H2, biomasa utilizada y ruta de producción, se obtuvieron 1.432 casos (603 para movilidad, 577 para blending, 239 para amoníaco como fertilizante y 19 para metanol). 

A continuación, se presentan los resultados agregados, mostrando valores medios y rangos obtenidos. 

 

Para movilidad, se obtuvo un costo nivelado promedio de 5,6 USD/kg, mientras que para blending, el costo promedio fue de 3,5 USD/kg. Esta diferencia se debe principalmente al uso de diferentes biomasas, procesos, rutas y la escala de producción en cada departamento. 

En el caso de amoníaco y metanol, los costos nivelados promedio estimados son de 0,85 y 0,81 USD/kg, respectivamente.

Por su parte, en la siguiente figura se muestra el costo nivelado promedio del hidrógeno a partir del PCH por tipo de uso.

 

 

Proyecciones de demanda de H2

Según el informe, los usos identificados como mercados potenciales para el H2 de biomasa incluyen fertilizantes, metanol, blending en la industria y transporte o movilidad.

En cuanto a fertilizantes, en 2022, Colombia importó 62 kTon de amoníaco, representando casi el 99% del consumo nacional de este insumo, con una producción asociada de 1.3 MMT en fertilizantes para el mismo año. Se proyecta una necesidad de aproximadamente 66,563 toneladas en 2030, 71,656 en 2040 y 77,565 en 2050.

En el caso del metanol, el país es un importador neto, con 115,858 toneladas importadas en 2022. Se proyectan estimaciones para los años de interés del estudio basadas en un crecimiento interanual del 1,22% entre 2013 y 2022.

Una de las principales oportunidades discutidas para el uso de hidrógeno verde se encuentra en el sector del transporte, estimando un consumo cercano a 182 PJ (1,5 Mton de H2), que corresponde al 9% de la demanda del sector.

Finalmente, otro uso del H2 es como energético en mezcla con gas natural, proceso denominado blending. Para estimar las potenciales demandas, se realiza una estimación en función de las proyecciones de demanda de gas natural publicadas por UPME en 2022.

Barreras y recomendaciones

El estudio identifica desafíos clave que enfrenta el sector, como la falta de investigación específica sobre la viabilidad técnica y económica de producir hidrógeno a partir de biomasa y PCH en Colombia, así como la escasa desarrollo en políticas públicas y regulaciones existentes que promuevan la producción de hidrógeno verde.

A pesar de estos desafíos, el informe sugiere recomendaciones importantes, como fortalecer el Registro Nacional de Reducción de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (RENARE), definir umbral máximo de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) para considerar el hidrógeno como de bajas emisiones, ajustar la regulación ambiental y mejorar la competencia de las Autoridades Ambientales, así como implementar certificados de origen

Estas medidas buscan impulsar la promoción, desarrollo e implementación de proyectos de producción de hidrógeno a partir de biomasa y PCH en Colombia.

 

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Audiencia Pública para restringir subsidios a tarifas de gas y electricidad

Una audiencia pública no vinculante analizará el jueves 29/2 los criterios que busca aplicar el gobierno nacional (a través de la Secretaría de Energía) para la inclusión y la exclusión de usuarios a un nuevo esquema de subsidios estatales en las tarifas residenciales de gas y de electricidad.

Será en base a la determinación de una Canasta Básica Energética (CBE) que indique los consumos mínimos necesarios para la subsistencia de diferentes grupos familiares, en diversas regiones del país (zona bioclimática), meses del año y tipos de suministro.

Un hogar podrá ser subsidiado cuando la Canasta Básica Energética (CBE) represente más del 10% de los ingresos registrados y bienes del grupo familiar cohabitante.

Esta CBE considera la cantidad de miembros del hogar en tres categorías: de una o dos personas, de tres o cuatro personas o de cinco o más personas.

Con el nuevo esquema se buscará estimar (y reducir sensiblemente) los fondos públicos que se destinarían a subsidios directos, y obtener el número concreto de beneficiarios.

La base de registro inicial para el nuevo esquema será la población incluida en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), confeccionado para el esquema de segmentación tarifaria durante el gobierno anterior.

Fue la segmentación dispuesta por el decreto 322/2022 para usuarios residenciales de los servicios de energía eléctrica y gas natural por red, lo que permitió una identificación primaria de usuarios de ingresos altos (N1), bajos (N2) y medios (N3).

Ahora la asignación de subsidios se efectuará considerando al hogar como la unidad en la que reside una o un grupo de personas que comparten gastos, por lo cual se tomará en cuenta la suma de los ingresos y bienes de los cohabitantes.

Para ello se realizará un cruce sobre jubilaciones y pensiones, pensiones no contributivas, electrodependientes, programas sociales, empleo independiente, empleo dependiente, y posesión de inmuebles, embarcaciones, automotores, motos, y aeronaves.

También se aplicaría un criterio de exclusión del beneficio del subsidio si se registra titularidad de medicina prepaga no vinculada a empleo en relación de dependencia (total o por derivación).

Un anexo del informe preliminar para la audiencia pública puntualiza que “Los siguientes criterios podrían tomarse en consideración para el rechazo o exclusión del beneficio, en los casos en los que de las bases de datos del SINTyS u otras bases resulte que alguno de los integrantes del grupo conviviente presenta:

a. Titularidad de una aeronave.
b. Titularidad de embarcación de lujo o con fines recreativos.
c. Titularidad total de dos o más inmuebles.
d. Titularidad de al menos un automóvil con una antigüedad inferior a 5 años o dos
automóviles con una antigüedad menor a 10 años.
e. Titularidad de al menos un automóvil de lujo o colección independientemente de la
antigüedad que registra.
f. Titularidad de medicina prepaga no vinculada a empleo en relación de dependencia (total
o por derivación).
g. Más de una salida a países no limítrofes en los últimos 5 años.
h. Pertenencia al directorio o ser propietario de una empresa privada (IGJ).
i. Consumos en tarjeta de crédito superiores a cinco Salarios Mínimos Vitales y Móviles
(SMVM), lo que equivale a $780.000 (Diciembre 2023). El valor del Salario Mínimo Vital y
Móvil para Diciembre de 2023 es de $156.000.
j. Compra de moneda extranjera en al menos uno de los últimos tres meses.
k. Consumos en billeteras virtuales superiores a cinco Salarios Mínimos Vitales y Móviles
(SMVM), lo que equivale a $780.000 (Diciembre 2023).
l. Consumos en telefonía móvil superiores al 25% del Salario Mínimo Vital y Móvil (SMVM),
lo que equivale a $39.000 (Diciembre 2023). El valor del Salario Mínimo Vital y Móvil para
Diciembre de 2023 es de $156.000.

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Respaldo del mercado a Aconcagua Energía: emitió ON’s por US$ 27 millones para financiar su programa de desarrollo

La petrolera Aconcagua Energía salió al mercado a colocar deuda corporativa y logró emitir casi US$ 27 millones a un plazo de 36 y 48 meses, en el marco del Programa de Obligaciones Negociables, bajo la calificación A (+).

Javier Basso, vicepresidente y CFO del grupo energético, expresó la salida al mercado superó las expectativas previstas. A su vez, detalló “recibimos 1.725 ofertas de inversores particulares, fondos de inversión e instituciones del mercado de capitales. Sin dudas esto es producto del compromiso demostrado y crecimiento sostenido de Aconcagua Energía”. 

Desde la compañía comunicaron que, dado el contexto político y económico, se vislumbra como escenario probable la obtención de US$ 20 millones. Aún así, el resultado obtenido al cierre de mercado fue superior a lo previsto, obteniendo un 33,5 % por encima de las expectativas mencionadas, logrando una suscripción de USD 27 millones (aproximadamente 50% a 36 meses y 50% a 48 meses).

«La estrategia de la compañía sigue consistiendo en el desarrollo de distintos productos de inversión de mediano y largo plazo en Obligaciones Negociables que sean atractivos para sus inversores, y por tal ello se diseñaron propuestas Dollar Linked y Hard Dollar a 36 y 48 meses, de acuerdo a las necesidades de nuestra industria», precisaron desde la firma.

Resultado de la colocación

• Dollar Linked a 36 meses. Emisión de US$ 13 millones al 7,5%, (con amortizaciones a partir del mes 36).

• Hard Dollar a 48 meses Bullet. Emisión de US$ 9 millones al 8, 5%. 

• Hard Dollar a 48 meses. Emisión de más de US$ 4 millones al 9,5% (con amortizaciones a partir del mes 36).

En base a estos números, Basso aseveró: “Creemos que nuestra colocación fue muy competitiva dada nuestra experiencia en el mercado y una mejora en la calificación de crédito A (+)”.

Por último, desde la firma expresaron que «Aconcagua Energía sigue alcanzando hitos, a partir de la construcción de credibilidad y confianza de sus inversores y del mercado».

, Redaccion EconoJournal

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Naturgy informó resultados e inversiones en la transición energética

. El Grupo energético Naturgy dió a conocer en Madrid sus resultados económicos y operativos informando una mejora de su Ebitda (beneficio bruto antes de intereses y amortizaciones) hasta 5.475 millones de euros (+11%) y registró un beneficio neto de 1.986 millones (+20%) en un ejercicio marcado por el descenso de los precios de la energía y un escenario de gran volatilidad.

Naturgy aumentó su inversión 53%, hasta los 3.000 millones, con el foco en la transición energética y España. El 90 % de la inversión se dirigió a proyectos de transición energética, destinando 1.730 millones a la generación de energía renovable y más de 900 millones a las redes de distribución.

Naturgy cuenta en la actualidad con 6,5 GW de capacidad instalada de generación renovable en operación y espera acabar el año 2024 con alrededor de 8 GW, a los que habría que sumar un pipeline de proyectos en desarrollo de casi 20 GW, principalmente en España, Australia y EE.UU.

En el campo de los gases renovables, Naturgy gestiona un total de 70 proyectos en diferente grado de avance, todos ellos en territorio español, y focalizados en biometano (60 proyectos) e hidrógeno (10 proyectos).

Desde el inicio del Plan 21-25 hasta el cierre del ejercicio 2023, Naturgy ha generado un Ebitda agregado total de 13.958 millones de euros, ha invertido 6.430 millones, habrá distribuido entre sus accionistas un total de 3.908 millones de euros en dividendos y habrá contribuido con 3.177 millones de euros, entre impuestos y tributos.

El Consejo de Administración de Naturgy ha convocado la celebración de la Junta General 2024 el próximo 2 de abril.

Naturgy mejoró su Ebitda hasta 5.475 millones de euros (+11%) en 2023 y registró un beneficio neto de 1.986 millones (+20%), en un ejercicio marcado por el descenso de los precios de la energía y un escenario de gran volatilidad. El negocio de redes obtuvo un Ebitda de 2.638 millones (+7%) y los negocios liberalizados, de 2.949 millones (+15%).

En cuanto a la gestión del balance, la mejora del flujo de caja de la compañía ha permitido tanto incrementar las inversiones como mantener el nivel de deuda neta en 12.090 millones, reduciendo, a su vez, la ratio deuda/ebitda hasta 2,2x. Esta política financiera permitió que S&P reafirmase este año el rating del grupo en el nivel BBB.

“Los buenos resultados del año 2023 reflejan, de nuevo, el compromiso, la calidad profesional y el buen desempeño de todo el equipo de Naturgy, así como la solidez de nuestros planes de crecimiento industrial y una prudente gestión financiera. Trabajamos para adaptar esta compañía, que ha cumplido 180 años de vida, a un nuevo entorno: el de transformar nuestro mix de negocio y contribuir positivamente a los retos de la transición energética en los países en los que operamos; en especial, en España”, explicó el presidente ejecutivo de Naturgy, Francisco Reynés.

Respecto a las perspectivas de futuro, como ya hizo en 2023, Naturgy no cuantifica por el momento sus objetivos de resultados para el año 2024 debido a la extrema volatilidad de los mercados energéticos y la inesperada climatología.

El grupo energético sí ha fijado las prioridades de gestión del año en curso: i) mantener el compromiso inversor en la transición energética, principalmente en España, con foco especial en la generación renovable de electricidad y el desarrollo de gases renovables, así como en el refuerzo de todas sus redes de distribución; ii) gestión regulatoria y de los aprovisionamientos y contratos de suministro de gas natural, con el objetivo de asegurar el suministro energético y la competitividad; y iii) mejora continua de la experiencia de los clientes, proporcionando un servicio y unos precios adecuados.

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Máxima tensión en el sector eléctrico por el quiebre de la cadena de pagos que forzó Caputo

Debido al congelamiento de las tarifas, las distribuidoras eléctricas acumularon hasta enero una deuda con CAMMESA de 394.708 millones de pesos, cifra equivalente a 2,5 veces lo que deben abonarle mensualmente. En enero Edesur pagó solo el 18% de su factura, Edenor el 16% y Edelap el 3%. Habitualmente cuando se producían estos atrasos el Estado Nacional era el encargado de transferirle fondos a la compañía que administra el mercado mayorista eléctrico para que pudiera cumplir con sus compromisos. Sin embargo, el Ministerio de Economía no está desembolsando un peso, lo que derivó en un quiebre de la cadena de pagos que afecta fundamentalmente a generadores, transportistas y productores.

El ministro de Economía, Luis Caputo, se jactó en enero de haber alcanzado superávit financiero por primera vez en más de diez años. El problema es la manera en que alcanzó ese logro. Un informe de la sociedad de bolsa Porfolio Personal Inversiones detalló que de cada 100 pesos de superávit primario conseguido el mes pasado, 44,5 puntos lo aportaron los jubilados debido a la licuación de sus haberes, 22,5 los consumidores a través de menores subsidios y 12 puntos los trabajadores estatales, quienes, al igual que los jubilados, no recibieron ningún ajuste.

En el caso de los subsidios económicos, la contracción fue del 64%, equivalente a 0,45 billones de pesos, y la tijera se concentró fundamentalmente en los subsidios energéticos (-77,2 por ciento o 0,37 billones de pesos) por la postergación de las transferencias a CAMMESA.

Al igual que en muchas otras áreas, el gobierno juega con fuego al no girarle fondos a CAMMESA porque dinamita la cadena de pagos e impacta de lleno en la contabilidad de empresas que no pueden dejar de abastecer a CAMMESA porque la energía eléctrica es el principal insumo de un servicio público calificado como esencial.

Como el Tesoro Nacional no paga, lo que hace CAMMESA es ir girando dinero en cuenta gotas a medida que recauda. La semana pasada desembolsó un 17,7% de la factura de enero y este martes otro 7,6%, cubriendo apenas un 25,4% de la energía demandada en noviembre.

En este contexto de fuerte ajuste recrudecen a su vez las tensiones entre transportistas, generadores y productores para ver quien recibe lo poco que desembolsa CAMMESA. Transener, por ejemplo, pidió tener prioridad en esos desembolsos con el argumento de que no tienen para pagar sueldos. Los generadores no validaron ese reclamo al interior del directorio de CAMMESA y finalmente la compañía pagó esta semana solo el 50% de los sueldos de febrero.

Luis Caputo, ministro de Economía.

En el sector cuestionan al gobierno, pues luego de convalidar una megadevaluación del dólar oficial, que disparó todos los costos del sistema eléctrico, tardó demasiado en actualizar el precio mayorista de la energía y solo lo hizo parcialmente ya que mantuvo sin cambios lo que deben pagar los sectores medios y bajos. De hecho, las nuevas tarifas de Edesur y Edenor recién comenzaron a aplicarse el 16 de febrero. A su vez, al no girarle fondos a CAMMESA es el propio gobierno el que desconoce sus deudas porque el Estado Nacional tiene una participación del 20% en la compañía y es el controlante.

Un alto directivo del sector eléctrico le recriminó este accionar al secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, y la respuesta del funcionario fue que ese no era un problema porque ya habían comenzado a descongelar las tarifas y en junio la cadena de pagos va a estar normalizada. “El problema es cómo llegamos a junio”, se preguntó ese mismo ejecutivo.

Son muchos los ejecutivos que consideran innecesario, o incluso una mala praxis, que el gobierno haya forzado un quiebre en la cadena de pagos solo para poder mostrar un asiento contable superavitario en enero porque el daño que le hace a las empresas del sector es inmenso.

Los que más deben

De los 394.708 millones de pesos, el 40,7% lo deben Edenor y Edesur. La primera adeuda 107.104 millones y la segunda 53.688 millones. Luego siguen Edea, Eden y Edelap, tres compañías que operan en la provincia de Buenos Aires. Edea acumula una deuda de 21.545 millones, Eden de 20.237 millones y Edelap de 16.133 millones de pesos. En enero Edea pagó solo un 2% de su factura, Eden un 2% y Edelap un 3%.

Las distribuidoras que operan en la provincia de Buenos Aires, en su mayoría cooperativas, concentran el 36,3% de la deuda con CAMMESA. Esa situación se explica fundamentalmente porque el gobernador Axel Kicillof continúa demorando la actualización tarifaria y entonces las empresas se sientan sobre su caja para hacer frente fundamentalmente a los salarios y los gastos de mantenimiento más urgentes y dejan de pagar la energía.

CAMMESA presiona incluso judicialmente para que las compañías paguen e incluso recientemente logró que la Justicia embargue cuentas de la cooperativa de Luján por 120 millones de pesos. Sin embargo, todos los actores que operan en el mercado eléctrico tienen claro que la solución de este problema debe ser política y no judicial.

El listado de los deudores se completa con distribuidoras de Chubut, Salta, Entre Ríos, Santa Cruz, Tierra del Fuego y San Juan. La contracara, por citar dos ejemplos de empresas grandes, son EPE de Santa Fe y EPEC de Córdoba que pagaron el 100% de su factura en enero y se encuentra al día.

, Fernando Krakowiak

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Río Negro inauguró su primer edificio público sustentable

El Estado rionegrino inauguró el primer edificio público sustentable en Cipolletti, donde funcionará la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente y albergará a todos los organismos dependientes de la cartera. Una de las características más destacadas del edificio es su abastecimiento eléctrico por energías renovables, gracias a la instalación de 40 paneles solares.

“Sin energía no hay bienestar y sin energía no hay posibilidades de crecer como sociedad a través del empleo a través de la inversión privada o a través de la inversión pública”, remarcó el gobernador Alberto Weretilneck durante la inauguración.

Destacó que el edificio está “en una ubicación estratégica para la energía norpatagónica y para la historia cipoleña por lo que implica en nuestras vidas la energía, el agua y el cuidado del ambiente”.

Sobre el agua, resaltó la importancia por ser la que nos da la posibilidad de abastecernos de energía eléctrica desde una cuenca compartida con Neuquén, “que nos hermana hace muchos años desde un objetivo común para defender el poder concedente de las represas ubicadas sobre el río Limay”.

Incluyó en su enumeración a la minería, por ser una actividad que “nos permite también como sociedad, desde el uso de todas las tecnologías el hecho de sacar de distintas a distintas poblaciones de la pobreza. Y también es el gas y el petróleo lo que nos permite desde hace muchísimos años, no sólo en las dos provincias, tener toda esta confluencia o este Comahue tan potente como lo que estamos viendo actualmente”.

La Secretaría de Energía y Ambiente, Andrea Confini, especificó: “El calentamiento de agua se realizará mediante termotanques solares, mientras que la refrigeración contará con postigos móviles que se ajustarán al requerimiento de ventilación y luz solar, reduciendo así el consumo energético”.

Confini coincidió con el Gobernador en relación a la importancia de que el edificio esté emplazado en Cipolletti por toda la historia que vincula a la localidad con la energía. “Es sede de la AIC: de la ORSEP como organismo de control de las presas que están en la cuenca hídrica compartida que tenemos con Neuquén; está la sede central de EdERSA, que es la distribuidora más importante; la sede del EPRE; de los consorcios de riego, por mencionar sólo algunas de las entidades y empresas vinculadas de una manera u otra con la energía”, enumeró.

El acto contó con la presencia del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; legisladores y autoridades provinciales, intendentes y concejales de Cipolletti y localidades vecinas; representantes de empresas energéticas, además de la totalidad del equipo técnico y del personal de la Secretaría de Energía y Ambiente.

El edificio cuenta con una superficie de alrededor de 3.000 m², está distribuido en tres niveles y fue el resultado de un concurso público organizado en colaboración con el Colegio de Arquitectos de Río Negro.

Bajo un criterio de eficiencia y aprovechamiento de los recursos, el diseño estuvo a cargo de los arquitectos Juan Marcos Basso, Carlos Menna, Miguel Ángel Buscazzo y Lorena Eguiguren.

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Mar del Plata: más de 400 empresas se inscribieron para prestar servicios a la industria offshore

Más de 400 pequeñas y medianas empresas de Mar del Plata y la región mostraron su interés para proveer de servicios e insumos para la incipiente industria offshore, de cara a la perforación del pozo Argerich I que se desarrollará en abril próximo.

Desde la Municipalidad de General Pueyrredon, a través de la Secretaría de Desarrollo Local, Inversiones e Integración Público Privada que conduce Fernando Muro, destacaron el “éxito” de la convocatoria que lanzaron en conjunto con el Clúster de Energía.

Desde el lanzamiento de la convocatoria el pasado 15 de febrero, más de 400 empresas mostraron su interés en participar, perfilando a Mar del Plata como el centro del offshore en el país. Quienes quieran registrarse deben hacerlo completando el siguiente formulario en bit.ly/registrooffshoreMdP.

En el relevamiento de datos realizado, se destaca que el 63% de los inscritos provienen de la región Mar del Plata, visibilizando la fuerza del entramado empresarial local, mientras que el 37% restante proviene de diversas regiones del país. Asimismo, cabe destacar que más del 48% de los interesados han sido previamente proveedores de empresas hidrocarburíferas.

“Con respecto al tamaño de las empresas, es notable la amplia participación de microempresas, representando casi la mitad del total, seguidas por un 32% de empresas medianas”, subrayaron.

Los rubros más ofertados son: servicios de ingeniería y consultoría, fabricación de estructuras metálicas, otros servicios industriales y mantenimiento de equipos, entre otros, lo que refleja la variedad y la calidad de las capacidades disponibles en nuestra región.

“Nos parece fundamental conocer el potencial de nuestra región, empezar a trabajar con las empresas que pueden prestar servicios a la industria. Es muy valioso el aporte que hace el Clúster de Energía a nivel local, aglomerando este tipo de empresas”, manifestó Muro.

“En la medida que la industria empiece a desarrollarse, la región estará preparada para recibirla: por la potencia de la industria, las capacidades, el recurso humano, las universidades, la capacidad de innovación de los marplatenses. Porque existe una masa crítica de empresas que ya trabajan para el sector, que es muy importante, y que pueden generar nuevos desarrollos de forma rápida”, agregó.

El registro de proveedores es una herramienta invaluable para la difusión de potenciales empresas proveedoras de servicios e insumos para la actividad petrolera Offshore. Esta iniciativa municipal no solo fomenta la generación de empleo de calidad, sino que también impulsa el crecimiento y desarrollo local, promoviendo la innovación y la productividad en nuestra región. Se invita además a los secretarios de Producción de otras comunas a adherirse al registro.

Para obtener más información sobre este relevamiento y futuras iniciativas, los interesados pueden ponerse en contacto con la Secretaría de Desarrollo Local, Inversiones e Integración Público Privada de la Municipalidad de General Pueyrredon a través del correo electrónico  producción@mardelplata.gob.ar o completando el siguiente formulario en bit.ly/registrooffshoreMdP.

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Dinamarca puso fin a la investigación de sabotaje a los gasoductos Nord Stream

La Policía danesa anunció el cierre de su investigación sobre el sabotaje a los gasoductos Nord Stream 1 y 2 en el mar Báltico, ocurrido en septiembre de 2022, concluyendo que si bien fue intencional, hay “falta de bases” para abrir un caso penal, decisión que fue mal recibida por Rusia, que la catalogó de “absurda”.

“En base a la investigación, las autoridades pueden concluir que el sabotaje de los gasoductos fue intencional. Al mismo tiempo, estiman que no hay bases para proseguir una investigación penal en Dinamarca”, escribió la Policía danesa en un comunicado recogido por la agencia de noticias AFP.

“Por supuesto, la situación es casi absurda. Por un lado, se reconoce que hubo un sabotaje deliberado y, por otro, (la investigación) no se continúa (…) La situación en este caso es tan obvia que se puede solo expresar un asombro absoluto, asombro y nada más”, afirmó el vocero del Kremlin, Dmitri Peskov, ante la prensa, informó la agencia de noticias Sputnik.

Además de Dinamarca, Alemania y Suecia abrieron también investigaciones. La fiscalía sueca cerró su pesquisa a inicios de este mes, estimando que lo ocurrido no era de su jurisdicción.

En ese sentido, el fiscal sueco Mats Ljungqvist declaró a principios de febrero que la investigación sobre el caso de las explosiones en los gasoductos se había dado por concluida por no ser competencia del país. En tanto, en Alemania la investigación sigue su curso, informó Ljungqvist.

El 26 de septiembre de 2022, tres de las cuatro líneas de los gasoductos rusos Nord Stream 1 y 2 fueron blanco de un sabotaje con cargas explosivas en el fondo del mar Báltico, una cerca la isla danesa de Bornholm, en la zona económica sueca y en la de Dinamarca, zonas bajo control de la OTAN.

Ambos conductos conectan Rusia con Alemania y están en medio de las tensiones geopolíticas desde el inicio de la guerra en Ucrania, que estalló el 24 de febrero de 2022.

Según señaló en el comunicado la Policía danesa, las explosiones se produjeron cerca de la isla de Bornholm, pero “fuera de las aguas territoriales” de ese país.

La responsabilidad de las explosiones fue atribuida, según varias investigaciones de medios, a Ucrania, Rusia o Estados Unidos, pero todos lo niegan.

El 8 de febrero de 2023, el periodista estadounidense Seymour Hersh, ganador del premio Pulitzer, afirmó que buzos militares de Estados Unidos colocaron cargas explosivas bajo los gasoductos rusos durante los ejercicios Baltops de la OTAN, a mediados de 2022, que luego fueron activadas por los noruegos.

Alemania, Dinamarca y Suecia se negaron a investigar el sabotaje conjuntamente con Rusia, ni tampoco comparten los resultados de sus pesquisas.

El Kremlin declaró en repetidas ocasiones que la investigación del atentado contra los Nord Stream debe ser transparente y que el mundo debe conocer al culpable.

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