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Sungrow llegó a 1,45 GWh de almacenamiento contratados en el mercado de Chile durante 2023

Sungrow, proveedor del sector fotovoltaico con más de 26 años de experiencia, cuenta con 15 GW de inversores solares suministrados en América Latina, y Chile se posiciona como uno de sus principales mercados.

Mariana Seabra, Ess Application Engineer de Sungrow, participó en un webinar sobre la integración de baterías en proyectos de gran escala, en el que aseguró que “durante el 2023 la empresa sumó 1.45 GWh contratados en el mercado de Chile”.

“El mercado chileno creció gigantemente, creo que se va a seguir expandiendo más por la parte de transmisión y distribución. Sin embargo, en lo que respecta a generación se tornó viable el almacenamiento, a pesar de todos los desafíos que se presentan”, agregó.

Según asegura la empresa, a pesar de la problemática de vertimiento que impacta sobre las redes de transmisión, el área de almacenamiento energético se estaría posicionando en el país y el principal desarrollo de los sistemas de baterías se daría cuando se acelere el marco normativo.

“La región del norte es un oasis para la energía solar, ya que es la zona de mayor irradiación y el lugar ideal para los paneles PV. El problema es que las dimensiones de producción no coinciden con la transmisión del norte hasta Santiago por eso las plantas empezaron a sufrir curtailment y no pueden inyectar la potencia al sistema eléctrico”, comentó Mariana Seabra.

“Comercialmente se tornó viable el almacenamiento por la pérdida de energía y dinero que se da en el norte de Chile generada por la congestión de las líneas”, afirmó.

Cabe recordar que Sungrow superó 1 GWh de contratos adjudicados para Sistemas de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS) y que lanzarán una nueva etapa de su producto de almacenamiento PowerTitan, una solución de 30 pies con una capacidad de 2,75 MWh.

En ese marco, la compañía cuenta con variedad de equipos y soluciones de almacenamiento de energía para grandes plantas solares como los sistemas de conexión AC y DC.

Mirando en perspectiva hacia el 2024, la empresa trabaja en proyectos de gran envergadura en Chile, con números cercanos a  5GWh, que ya se encuentran en etapa de construcción y otros que se están empezando a cotizar para los próximos meses e incluso para el 2025 y 2025, por lo que se espera que la tendencia de crecimiento siga en alza durante el corriente año.

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Astronergy apunta a 70 GW de capacidad de producción a nivel global en el 2024

En el evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago, Juan Gattoni, director de grandes cuentas para Astronergy en América Latina, brindó una entrevista exclusiva en la que compartió los objetivos y perspectivas de la empresa para el 2024.

Bajo ese marco, el director de grandes cuentas de la compañía aseguró que “el principal objetivo de la empresa es alcanzar 70 GW de capacidad de producción a nivel mundial”, lo cual significa una gran expansión, teniendo en cuenta que durante el 2023 llegaron a 55 GW.

Del total de su capacidad de fabricación, 43 GW corresponden a tecnología N-Type TOPCon y para el 2024 planean que el 95% de su producción sea de este tipo de módulos.

“Somos pioneros en el sector, ya estamos produciendo la línea Astro N5 en masa, estos son módulos de 72 celdas y de 78, y cada vez tenemos menor porcentaje de tecnología PERC”, comentó Juan Gattoni.

“Nos estamos queriendo enfocar en nuestro producto estrella para proyectos Utility Scale, que es el nuevo módulo Astro N7, un panel con células rectangulares que trabaja en menor temperatura con mayor eficiencia y tiene hasta 615 W de potencia”, agregó.

El módulo que lanzó la compañía  recientemente representa la segunda generación del N-Type y, según aseguran desde Astronergy, genera menores costos de BOS por cables, terrenos, soportes e inversores, garantizando un menor costo energético a los proyectos fotovoltaicos.

“Hay algunos fabricantes que recién están lanzando su primera generación, en cambio nosotros ya lanzamos el segundo modelo, que cumple con los requerimientos de estandarización de los módulos que firmaron los fabricantes para facilitar el diseño de los proyectos”, precisó el entrevistado.

2024

Con respecto al panorama de las renovables para el 2024, aseguró que “hay buenas expectativas para la solar en toda América Latina”, y agregó: “Astronergy viene con una fuerza en sus cimientos que le va a permitir crecer cada vez más”. 

“Sabemos que estamos en un sector muy competitivo, donde el proveedor que acapare el mercado va a ser aquél que pueda ser más flexible, que tenga más llegada a nivel local, soporte técnico y buenos productos con un costo que le permita a los dueños de los proyectos ser más rentables”, concluyó el referente de la empresa.

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CADER se reunió con la secretaria de Minería de la Nación, Flavia Royon

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) se reunió con la secretaria de Minería de la Nación, Flavia Royon, con el fin de dialogar sobre el desarrollo de proveedores para abastecer a los proyectos mineros y promover las alternativas de soluciones energéticas limpias y renovables, con el objetivo de estrechar vínculos entre ambos sectores de la economía argentina. 

Tanto la Secretaría de Minería como CADER, hicieron hincapié en el acuerdo firmado en el 2023, en el cual se estableció la necesidad de cooperar en las mesas de trabajo organizadas por la cámara, propiciar eventos, workshops e intercambio de ideas; poniendo en eje la agenda 2030 y 2050 de descarbonización, en la que se seguirá trabajando mancomunadamente.

Además, durante el encuentro Martín Parodi (presidente de CADER), Alejandro Parada (vicepresidente de CADER), Marcelo Álvarez y Martín Dapelo (ambos miembros de la Comisión Directiva de CADER) también presentaron el documento titulado «Propuesta legislativa integral para la Transición Energética en Argentina y su aprovechamiento como oportunidad de desarrollo» y los objetivos planteados en dicho proyecto de ley. 

Por lo que se acordó la posible participación de la Secretaría de Minería de la Nación en las mesas de trabajo que la Cámara está llevando adelante a fin de elaborar propuestas concretas que contribuyan a impulsar la transición energética en Argentina.

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LONGi se une a la reunión anual del WEF 2024 en Davos y co-lanza el proyecto ODS “Light Up Africa” con Shenzhen Power Solutions

LONGi participa en la Reunión Anual del Foro Económico Mundial en Davos (Foro de Invierno de Davos).

Baoshen Zhong, presidente de LONGi, y Dennis She, vicepresidente de LONGi, representarán a la industria fotovoltaica china en el evento y pronunciarán discursos sobre diversos temas.

En el WEF, LONGi anunció que cerró una asociación con Shenzhen Power Solution, un fabricante profesional de sistemas domésticos solares fuera de la red. Juntos, lanzarán el proyecto «Light up Africa» y proporcionarán productos solares hechos a medida, incluidas células y módulos, a comunidades fuera de la red en África para ayudar a aliviar la pobreza y mejorar la educación.

El WEF reúne a más de 2.800 líderes de 120 países para discutir el tema «Reconstruir la confianza» desde numerosas perspectivas, incluido el crecimiento económico, la acción climática y ambiental, la seguridad energética, la gobernanza tecnológica y el desarrollo humano.

Foro WEF: LONGi comparte experiencia en liderazgo en fabricación inteligente y sostenible

Estadísticas recientes del Banco Mundial resaltan el fuerte contraste en la utilización de energía: el 20% de las economías más importantes representa un asombroso 80% del consumo de energía mundial. Como líder mundial en tecnología solar fotovoltaica, LONGi aspira a ser un defensor de los valores de equidad energética global. La empresa tiene como objetivo animar a más personas y empresas a participar activamente en la revolución energética, fomentando la creación de energía limpia accesible para todos.

A lo largo de la reunión anual del WEF, que durará una semana, varias sesiones presentarán las últimas propuestas y soluciones, con el objetivo de avanzar en la seguridad global, el comercio, el crecimiento económico, el empleo, la acción climática y ambiental, la transición energética, la innovación tecnológica, la salud y el bienestar. ser.

Baoshen Zhong, presidente de LONGi, dijo: «Como miembro ferviente del Foro Económico Mundial y su Global Lighthouse Network (GLN), LONGi continuará fortaleciendo su innovación técnica, integrando los conceptos de fabricación ecológica ‘Solar for Solar’ y los objetivos de sostenibilidad dentro de «Su operación global y su cadena de valor de producción. Estas acciones posicionan a LONGi como un actor responsable y líder en la industria solar del mundo. Estamos encantados de compartir nuestras experiencias en la fabricación inteligente y sostenible líder en el sector renovable».

LONGi participará activamente en varias reuniones de alto nivel y diálogos estratégicos nacionales durante la reunión anual del WEF, incluidas sesiones como «IGWEL: Construyendo confianza en la transición energética» y «Acelerando hacia Net Zero: estrategias innovadoras para la fabricación». La compañía compartirá su perspectiva sobre la equidad energética global y el desarrollo sostenible.

Nueva asociación: LONGi y Power Solution lanzan el proyecto ODS “Light Up Africa” en el WEF 2024 en Davos

La asociación apoyará a las comunidades fuera de la red en África y se inició debido a la información reportada de que más de 780 millones de personas, alrededor del 10% de la población mundial, viven en regiones fuera de la red, la mayoría de ellas en las áreas del desierto subsahariano. Fundada en 2009, hasta la fecha Power Solution ha llevado soluciones a 66 países y ha ayudado a más de 54 millones de personas que viven en la pobreza extrema, incluidas 7,8 millones de familias.

Xia Li, fundador de Shenzhen Power Solution, dijo: “Power Solution se dedica a mejorar la calidad de vida de la población mundial de la BOP (Base de la Pirámide) utilizando energía verde. Unir fuerzas con LONGi nos permitirá ofrecer soluciones más sostenibles para el futuro de los países africanos”.

Dennis She, vicepresidente de LONGi, dijo: “Como pionero de la innovación solar en energía renovable, LONGi se ha comprometido a reducir los costos y mejorar la eficiencia de la energía solar, lo que no solo es beneficioso para los países que buscan la transición energética, sino También es importante que las regiones subdesarrolladas tengan acceso a la energía verde”. Añadió: «Creemos que al trabajar estrechamente con Power Solution, LONGi puede ofrecer a las comunidades más necesitadas soluciones solares verdes asequibles para empoderar a las comunidades de la BdP en África para mejorar sus ingresos y tener un mejor acceso a la educación».

El Dr. Francois Bonnici, Director de la Fundación Schwab para el Emprendimiento Social y Jefe de Innovación Social en el Foro Económico Mundial, dijo: «Es emocionante ser testigo de la asociación entre LONGi y Power Solution, para poder demostrar lo que es posible cuando una empresa y una empresa social se une, utilizando el poder y la escala de una empresa y la capacidad de base de una empresa como Power Solution para llevar electricidad, energía y oportunidades a la población de la BdP”.

Dennis She agregó: “La energía limpia y asequible (ODS7) es clave para lograr todos los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas para un futuro más sostenible. La disminución de los costos de la energía solar es la base misma de la equidad energética a escala global, especialmente en las regiones subdesarrolladas”.

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Marín viajo a Chubut y Santa Cruz con el objetivo de potenciar el desarrollo de YPF

El presidente de YPF, Horacio Marín, realizó su primera visita como tal a las provincias de Santa Cruz y Chubut para recorrer las operaciones de la compañía de mayoría accionaria estatal en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Mantuvo encuentros con autoridades locales y representantes del sector. Durante la recorrida, Marín visitó el yacimiento Manantiales Behr en donde YPF desarrolla el
proyecto más importante de recuperación terciaria de la región.

También tomó contacto con los trabajadores y las trabajadoras de YPF con quienes compartió los principales lineamientos previstos en su gestión que tiene como objetivo cuadriplicar el valor de la compañía en 4 años.

Además, se reunió con los gobernadores de las provincias de Santa Cruz, Claudio Vidal, y de Chubut, Ignacio Torres. En las últimas semanas estos gobernadores han señalado la necesidad de mayores inversiones de YPF en la explotación de los yacimientos convencionales de esa región, o la reversión de áreas actualmente operadas por la Compañía.

“Estos primeros encuentros fueron muy positivos y cordiales. Permitieron trazar las líneas de trabajo conjunto para las áreas convencionales en beneficio de todas las partes y que permita potenciar el desarrollo económico local, especialmente de las PYMES, y genere mayor actividad y trabajo”, puntualizó un comunicado de la principal petrolera del país.

La agenda de Marín se completó con encuentros con el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili; el secretario general del Sindicato de Petroleros, Jorge Ávila, y representantes de la Cámara de Empresas del sector en la cuenca del Golfo San Jorge.

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Las inversiones en exploración de Brasil en 2024 podrían alcanzar los US$ 1.960 millones

De acuerdo a un informe de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) de Brasil, para el año 2024, según datos consolidados al 16/01/2024, se prevén inversiones por alrededor de US$ 1960 millones. La información del panel está sujeta a actualizaciones por parte de las empresas titulares de contratos de E&P y la estimación se refiere únicamente a la etapa inicial de los contratos de E&P, la Fase de Exploración. Es decir, no incluye la segunda etapa, Desarrollo y Producción.

De este monto, alrededor del 95% de las inversiones previstas para 2024 se concentran en cuencas marítimas. Para los de la Margen Ecuatorial (cuencas marinas de Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará y Potiguar) la previsión ronda los 1,09 mil millones de dólares. Para las cuencas de la Margen Este (cuencas marinas de Pernambuco-Paraíba, Sergipe-Alagoas, Jacuípe, Camamu-Almada, Jequitinhonha, Cumuruxatiba, Mucuri, Espírito Santo, Campos, Santos, Pelotas), el total podría alcanzar los 772 millones de dólares. Las cuencas terrestres tienen un monto de inversiones previstas para 2024 de US$ 100 millones, distribuidos entre las nuevas cuencas fronterizas (Amazonas, Paraná, Parnaíba, São Francisco, Solimões y Tucano Sul), con US$ 61 millones de inversiones previstas, y el las maduras (cuencas terrestres Potiguar, Sergipe, Alagoas, Recôncavo, Espírito Santo), con un monto de US$ 39 millones. La perforación de pozos es la actividad que más impactará en las inversiones previstas para el año 2024, con US$ 1,710 millones proyectados para la perforación de 39 pozos exploratorios. Esto representa el 87% de las inversiones estimadas para este año.

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Ley Ómnibus: gobernadores negocian con Francos la letra chica de un artículo clave para zanjar una disputa impensada entre petroleras

Los gobernadores de las diez provincias petroleras —nucleadas en la Ofephi— difundieron el miércoles una declaración conjunta para dar a conocer su posicionamiento frente a la profunda reforma de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) que impulsa el gobierno de Javier Milei a través de la Ley Ómnibus que se debate ahora en la Cámara de Diputados. Esa presentación, que consta de siete carillas y se difundió entre los medios de comunicación, fue cursada al secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, con un anexo que no trascendió a la prensa. En ese apartado, los mandatarios petroleros directamente avanzan sobre el proyecto de Ley elaborado por La Libertad Avanza y proponen la reescritura de un párrafo clave de la reforma.

Se trata del artículo 6 de la Ley 17.319, que configuró el principio de autoabastecimiento hidrocarburífero que rigió en el mercado local durante las últimas seis décadas (la Ley original es de 1967). La propuesta de los gobernadores busca destrabar y contemporizar, en realidad, un fuerte e impensado contrapunto entre los principales referentes privados de la industria, que no lograron ponerse de acuerdo en un texto común.

El artículo 258 de la Ley Ómnibus —que sustituirá el artículo 6 de la Ley 17.319— fue enviado por la Ofephi el jueves por la tarde al ministro del Interior, Guillermo Francos, y sostiene que las empresas productoras “podrán exportar libremente los hidrocarburos y/o sus derivados respecto de los cuales se haya cumplido el objetivo de abastecimiento interno, conforme la reglamentación a dictar por el Poder Ejecutivo Nacional”, según figura en una copia a la que accedió este medio. 

Rolando Figueroa, Ignacio Torres y Alberto Weretilneck, tres de los principales gobernadores de la Ofephi.

De esa manera, las provincias retomaron el espíritu de la Ley vigente y defendieron el criterio de autoabastecimiento, que había sido desterrado por el proyecto inicial presentado por el Ejecutivo en el Congreso, en lo que era un verdadero giro copernicano en la aplicación del derecho hidrocarburífero.

Tensión

Uno de los gobernadores que participaron de esa reunión de la Ofephi reconoció a este medio que habían quedado en el medio de “una guerra” entre empresas por ese artículo. La resolución no fue del todo sencilla porque, según relató otro de los participantes, la reincorporación del concepto de autoabastecimiento “fue discutido y generó una tensión innecesaria” entre las provincias participantes.

Al incluir nuevamente una referencia directa a la necesidad de garantizar el suministro doméstico antes de autorizar exportaciones de petróleo, los mandatarios de la Ofephi neutralizaron la posición de los mayores productores de hidrocarburos agrupados en la CEPH, cuyo presidente, Carlos Ormachea, representante de Tecpetrol, había celebrado la iniciativa original del gobierno. De hecho, el expresidente de la petrolera del grupo Techint estuvo presente en la Cámara Baja defendiendo el proyecto.

La gran mayoría de las petroleras —entre las que figuran también compañías con accionistas locales como Vista, Pluspetrol, Pampa y CGC y multinacionales como Shell, Chevron y ExxonMobil— envió una carta a Rodríguez Chirillo en respaldo de la iniciativa oficial, que jerarquizaba la exportación de hidrocarburos para apuntalar el desarrollo de la producción de Vaca Muerta.

Los gobernadores optaron, en cambio, por recomendar la continuidad de la primacía del mercado interno como eje ordenador de la normativa petrolera. Pan American Energy (PAE), segundo productor de petróleo del país, pero a su vez propietario de Axion Energy (una de las tres mayores jugadores del mercado de combustibles) comparte esa interpretación. En tanto que desde Raízen, la segunda compañía refinadora del país, indicaron a EconoJournal que “dentro del marco del libre mercado que es fundamental para que el sector continúe invirtiendo y prospere, satisfacer las necesidades del abastecimiento interno están contempladas en el art 255 del proyecto de ley”. “De todas maneras, y ante determinadas circunstancias de mercado que ameriten que se le dé prioridad —como ha ocurrido en el pasado—, genera que sea conveniente ser más explícito en ese artículo”.

Ventana histórica

La posición de petroleras no integradas —que están representadas en la Ceph, la cámara de exploración y producción— es clara y se explica a partir de un profundo revisionismo histórico. Fuentes privadas consultadas por este medio señalaron que en los últimos 20 años la Argentina perdió inversión y no pudo incrementar su producción de petróleo por desacoplar el importe interno del petróleo del precio de paridad de exportación (export parity). En repetidos trayectos de ese período, la brecha entre ambos valores fue muy significativa.

El súmmum de esa política pública hecha bandera por el kirchnerismo fue la resolución 394/2007 escrita por el ex secretario de Comercio, Guillermo Moreno. El funcionario recurrió al viejo artículo 6 de la Ley 17.319 para fijar el precio local del barril en 42 dólares en un momento en que el Brent superaba los 100 dólares. Un año después de esa decisión Repsol aceptó el ingreso como accionista de YPF de Petersen Energía, el buque insignia de la familia Eskenazi, con un resultado ruinoso para el país, y en los años subsiguientes empresas internacionales de primer nivel como Occidental Petroleum (OXY), PetroAndina Resources, Apache, Petrolifera, Pioneer y EOG Resources se retiraron de la Argentina.

Mientras tanto, Brasil, que en 1998 producía casi el mismo petróleo que la Argentina pero nunca desacopló los precios internos de los combustibles de la referencia internacional, hoy produce 3 millones de barriles diarios de crudo, cuatro veces más que nuestro país, en gran medida porque, a diferencia de YPF, Petrobras, la petrolera controlada por el Estado brasileño, desistió de utilizar al precio de los combustibles como un ancla inflacionaria o una herramienta de política macroeconómica.

“Es una oportunidad histórica para modificar un articulado que fue mal utilizado por los últimos gobiernos y le hizo mucho daño a la industria y al país”, explicó el presidente de una de las principales petroleras, que pidió reserva de nombre. “No tiene sentido abrir un cisma entre privados, hoy lo principal es lograr la mayor apertura de mercado posible”, agregó.

YPF, que por su doble condición de mayor productor de hidrocarburos del país y empresa controlada por el Estado podría arbitrar para acercar posiciones en el seno de la industria, decidió mantenerse neutral. La empresa que preside Horacio Marín prefiere abocarse hoy a la consolidación de un nuevo equipo de trabajo tras reconfigurar las principales gerencias de la compañía y a la implementación de algunas decisiones estratégicas, como la salida o cesión de yacimientos convencionales del Golfo San Jorge.

Negociación abierta

La propuesta de artículo 6 enviada por los gobernadores no será, sin embargo, la que se vote en los próximos días en Diputados, dado que no recibió el visto bueno de la Casa Rosada, que no está dispuesta a aceptar que sea el concepto de abastecimiento del mercado interno lo que prime a la hora de definir cómo se comercializará a futuro el petróleo y gas que se extrae en la Argentina.

Por eso, el ministro Francos envío este viernes al secretario ejecutivo de la Ofephi, Alejandro Monteiro, ex ministro de Energía de Neuquén, un nuevo texto que sostiene que las petroleras podrán exportar libremente su producción de hidrocarburos siempre y cuando no se registre “una objeción por parte de la Secretaría de Energía, que podrá hacer efectivo ese derecho (el de objetar la exportación) en caso de que existan motivos técnicos u otros que incidan económicamente en la seguridad de suministro”.

Esta última versión es más digerible para las productoras no integradas, aunque preferirían que el adverbio “económicamente” no figure en la redacción del artículo porque su polisemia abre un amplio abanico de aplicaciones prácticas que podrían habilitar a un gobierno de otro signo político a seguir interviniendo sobre los precios del barril y el comercio exterior de crudo. A raíz de eso, el inesperado vórtice que se abrió entre las principales petroleras del país frente a una reforma de la Ley de Hidrocarburos que, en teoría, parecía reunir el respaldo unívoco de los privados, todavía tiene un final abierto.

, Andrea Durán y Nicolás Gandini

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Impuesto verde: avanza en EE.UU. el proyecto de ley que obliga a medir la intensidad de carbono del litio argentino

El Congreso de los Estados Unidos ya esta en condiciones de votar un proyecto de ley que servirá como herramienta para cobrar una tarifa o cargo a las importaciones de minerales e hidrocarburos según sus emisiones. El proyecto es considerado como un paso fundamental hacia la creación de un mecanismo impositivo similar al que Unión Europea comenzó a implementar. Tanto el esquema europeo como una posible legislación en EE.UU. explican la sorpresiva propuesta del gobierno de Javier Milei de incluir en la Ley Ómnibus un mercado de derechos de emisiones de carbono en Argentina.

El Comité de Medio Ambiente y Obras Públicas del Senado votó 14 a 5 a favor de un proyecto de ley para calcular la intensidad de carbono de algunas materias primas y productos industriales que se producen e importan en Estados Unidos. La iniciativa es impulsada por senadores del Partido Demócrata y del Partido Republicano. Este respaldo bipartidista se reflejó en la votación en el Comité: hubo cuatro votos republicanos más de lo esperado.

El voto favorable del Comité habilita la votación del proyecto en el Senado y posteriormente en la Cámara de Representantes. «Fue un margen lo suficientemente grande como para que tengamos un ímpetu para llevarlo al recinto, ya sea por sí solo o en un paquete de algún tipo», dijo el senador republicano Kevin Cramer, coautor del proyecto junto al demócrata Chris Coons. «Como mínimo, hemos generado cierto impulso para una política ambiental de ‘Estados Unidos primero’«, agregó Cramer.

Las elecciones presidenciales complican las posibilidades de que la ley sea sancionada este año, pero el voto favorable del Comité marca el acelerado interés del Congreso por generar información precisa en materia de emisiones para el eventual diseño de una política comercial más restrictiva con las importaciones sobre la base de su impacto ambiental.

Proyecto

El proyecto, titulado “Providing Reliable, Objective, Verifiable Emissions Intensity and Transparency (PROVE IT) Act”, instruye al Departamento de Energía a estudiar y determinar la intensidad de carbono en las emisiones de determinadas materias primas y productos industriales fabricados en los EE.UU. y en los países del G-7, en países que tienen acuerdos de libre comercio con EE.UU., en países extranjeros de interés y “países que tienen una participación sustancial en el mercado global para un producto cubierto”.

De aprobarse, la ley alcanzaría a las exportaciones argentinas de litio e hidrocarburos: la lista incluye materias primas como el petróleo crudo, el gas natural, el hierro y el acero. También incluye a una serie de «minerales críticos y estratégicos refinados» como el litio, cobre, cobalto, manganeso y níquel. Argentina es el cuarto productor de litio y principal proveedor de EE.UU.

El concepto de intensidad de carbono o de emisión describe el ritmo de emisión de un determinado gas de efecto invernadero durante una actividad o un proceso. Por ejemplo, cuántas toneladas de CO2 son liberadas a la atmósfera en la extracción de petróleo, en la fabricación de un producto o en la generación de electricidad. Sirve a los fines de comparar las emisiones de diferentes países, industrias o productos.

Respuesta a Europa

El voto favorable en el Senado estadounidense es una respuesta a la entrada en vigencia en octubre del Mecanismo de Ajuste de Carbono en Frontera (CBAM por sus siglas en inglés) en la Unión Europea. Las importaciones en Europa pagarán una tarifa de “ajuste” para cubrir la diferencia de precios entre un producto extranjero y un producto europeo cuando este último paga el precio del carbono en Europa.

La tarifa comenzará a ser aplicada en 2026 sobre un primer listado de importaciones de seis sectores intensivos en carbono: hierro y acero, cemento, fertilizantes, aluminio, electricidad e hidrógeno.

Con este mecanismo, Europa busca dos objetivos: compensar el creciente costo económico que las industrias europeas están afrontando por invertir en reducir la huella de carbono en sus procesos productivos y evitar la fuga de industrias fuera de Europa por la pérdida de competitividad durante esa transición.

Discusión de fondo

Pese a las diferencias en materia ambiental y comercial entre republicanos y demócratas, el proyecto PROVE IT refleja una coincidencia mínima entre congresistas de los dos partidos: la necesidad de generar información propia sobre emisiones para hacer frente a eventuales controversias en el comercio con Europa y el resto del mundo. Esa coincidencia constituye un primer paso en una discusión de fondo: cómo se debe responder a las barreras comerciales verdes de otros países.

Los senadores republicanos advirtieron que su apoyo al proyecto de ninguna manera implica un respaldo a alguna iniciativa para establecer tarifas al carbono en EE.UU. Cramer acordó incluir una enmienda al proyecto en el comité para dejar claro que la ley no otorgará “ninguna nueva autoridad a ninguna agencia federal para imponer, recaudar o hacer cumplir un impuesto, tarifa, arancel, precio o cargo sobre las emisiones de gases de efecto invernadero”.

“Su conclusión es que necesitamos tener nuestros propios datos para evaluar las transacciones (con la Unión Europea) en lugar de permitir que ellos, o cualquier otro país, evalúen o creen los datos que se utilizan” en las relaciones comerciales internacionales, dijo la senadora republicana, Cynthia Lummis, sobre las razones invocadas por Cramer para pedir el voto de sus correligionarios.

La preocupación de los republicanos por separar los temas responde más a una necesidad interna. Ningún republicano quiere arriesgarse a sufrir un regaño de Donald Trump, el gran favorito a ganar la candidatura presidencial republicana. El ex presidente niega la existencia del cambio climático y en su presidencia promovió la desregulación en materia ambiental.

No obstante, el entorno de Trump aclara que el ex presidente es favorable a la aprobación de legislaciones comerciales cuando identifican prácticas comerciales desleales de otros países, especialmente si provienen de China. George David Banks, asesor climático de la Casa Blanca en la presidencia de Trump y consultor del Congreso en temas comerciales, afirmó que la llave para aprobar la ley PROVE IT es obtener el respaldo del ex Representante Comercial de los EE.UU. en la presidencia Trump, Robert Lighthizer. “No hay duda de que Lighthizer apoya la idea, ha sido muy público al respecto y ciertamente influiría en el pensamiento republicano en el Capitolio si Trump gana la reelección”, dijo Banks.

Una legislación que los republicanos de Trump verían con buenos ojos es el proyecto de Ley de Cargo a la Contaminación Extranjera (“Foreign Pollution Fee Act”), presentado al Congreso en noviembre por los senadores republicanos Bill Cassidy y Lindsey Graham. Presentada por Cassidy como una “política climática republicana”, el proyecto propone establecer aranceles sobre ciertos bienes importados que se consideran más intensivos en carbono que los bienes producidos en los EE.UU.

, Nicolás Deza

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GPNK-2: Plazo hasta abril para los caños. Se reactiva la reversión del Gasoducto Norte

La empresa Energía Argentina S.A. (ENARSA) modificó la fecha de presentación de ofertas y el acto de apertura de sobres correspondientes a la licitación para la adquisición de cañerías para el Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner en su Etapa 2, cuando se extenderá desde la ciudad bonaerense de Salliqueló hasta San Jerónimo, en el sur de Santa Fe, transportando el gas natural producido en Vaca Muerta, Neuquén.

La nueva fecha prevista ahora por ENARSA es el 22 de abril hasta las 11 horas, en la sede central de la empresa, en la CABA.

La Circular modificatoria de la fecha (que había sido fijada para este mes) puntualiza que los oferentes interesados deben contar con el financiamiento que requiere la fabricación y provisión de estos caños.

El GPNK se extiende en su primera etapa por 573 kilómetros, y la obra completa lo llevará a 1.050 kilómetros de largo, atravesando entonces Neuquén, Río Negro, La Pampa, Buenos Aires y Santa Fe, con 90 cruces especiales y 6 plantas compresoras.

A su vez, con la obra del Gasoducto Mercedes-Cardales concretan la interconexión de los sistemas de transporte troncal existentes operados por TGN y TGS.

Para la provisión de los caños está anotada Tenaris considerando que Techint podría contar con financiamiento del BNDES de Brasil por unos 400 millones de dólares como consecuencia de su asociación con Usiminas en aquel país. En la construcción del GPNK Etapa I Techint importó la chapa desde su planta brasileña y fabricó los caños en su planta de SIAT en Valentín Alsina.

Pero también habrá que ver cómo incidirán en esta operatoria las regulares relaciones entre los gobiernos de ambos países.

Por otra parte, se conocieron los dictámenes de ENARSA referidos a las mejores ofertas realizadas por la UTE Techint-Sacde, para realizar las obras de reversión del Gasoducto Norte, en los Renglones 2 y 3 del proyecto.

En tanto, se aguardan decisiones respecto de una nueva licitación de las obras de tendido del ducto y el montaje de cuatro plantas compresoras que conforman el Renglón 1 del proyecto cuya realización permitirá abastecer con gas de Vaca Muerta a las provincias del noroeste del país.

Los plazos originales previstos para estas obras por el gobierno anterior (tenerla lista para la llegada del próximo invierno) ya no podrán cumplirse. Comprende el tendido de ductos, construcción de loops, instalación de 4 plantas compresoras. Se había gestionado un financiamiento parcial de 540 millones de dólares con el CAF, sobre un costo total calculado en 710 millones de dólares.

El nuevo gobierno nacional se ha pronunciado dispuesto a avanzar con este proyecto indispensable, toda vez que la provisión de gas natural boliviano a esa región se verá afectada en los próximos meses ante la merma de las reservas gasíferas del vecino país. La reversión de los ductos permitirá además llegar con el gas de Argentina a Bolivia, y desde allí hasta Brasil utilizando el gasoducto existente.

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Minería: Posco prometió al gobierno más inversiones en la Argentina

Directivos de la empresa de origen coreano Posco, encabezados por el CEO Global de la compañía, Jeong Woo Choi, manifestaron al gobierno nacional su intención de continuar invirtiendo en la Argentina, donde estan desarrollando proyectos en el Noroeste del país. Fue en el marco de una reunión con el Jefe de Gabinete, Nicolás Posse, junto al Ministro de Economía, Luis Caputo y la Secretaria de Energía, Flavia Royón.

Durante el encuentro, los funcionarios presentaron las reformas económicas y fiscales impulsadas por el gobierno argentino, las cuales “fueron recibidas con optimismo”, indicó Economía.

Los ejecutivos de la firma asiática relataron el avance de sus proyectos en el país, particularmente para la producción de litio, y adelantaron sus planes de continuar creciendo en la Argentina, creando puestos de trabajo directos e indirectos en las provincias.

El proyecto de Posco en la Argentina, “Sal de Oro”, se encuentra ubicado en el Salar de Hombre Muerto, entre las provincias de Salta y Catamarca, a más de 1.400 metros de altura. Representa la inversión más importante de la compañía fuera de Corea del Sur, de los últimos 60 años.

En representación de Posco asistieron al encuentro, además del CEO global, el vicepresidente ejecutivo, Ju Ik Cho, así como el presidente y vicepresidente de Posco Argentina, los señores Kwangbok Kim y Sungkook Chung.

Posco es considerado el quinto grupo empresarial más importante de Corea del Sur y una de las 4 compañías siderúrgicas más grandes del mundo. Cuenta con presencia en 53 países y una nómina aproximada de 63.000 empleados a nivel mundial.

Además del acero, participa en las industrias automotriz, de la construcción, energías renovables y no renovables, infraestructura, agro, y minería.

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Modernizarán refinería en Brasil

La refinería de Abreu e Lima de Brasil será ampliada proximamente convirtiéndose en la más moderna de la región. Sumará 13 millones de litros diarios de diésel a la producción local y será la más moderna planta de su especie en todo el continente americano.

Las nuevas obras -con las que se espera generar unos 30.000 empleos- incluirán una segunda unidad de la refinería, la ampliación de la primera y la construcción de una planta de reducción de emisiones del refino.

La refinería, que pertenece a Petrobras tendrá una inversión para las obras de entre 6.000 y 8.000 millones de reales (entre unos 1.132 y 1.509 millones de euros)

Las obras de la segunda unidad de la refinería (Tren 2) deben comenzar en el segundo semestre de este año y se calcula que finalizarán en 2028, cuando la planta tendrá capacidad para procesar 260.000 barriles de petróleo diarios.

La Refinería Abreu e Lima inició operaciones en 2014 con el primer conjunto de unidades (Tren 1) con una capacidad para procesar 115.000 barriles diarios de petróleo y ahora con la ampliación pasará a 130.000 por día.

El plan original contemplaba la participación de PDVSA. Petrobras aportaría un 60% del capital y PDVSA el 40% restante, pero en 2013, ante la falta de aportes del socio, Petrobras anunció que terminaría en solitario el proyecto.

Aunque fue construida 34 años después de que Petrobras levantara su última refinería en 1980, Abreu e Lima aún es considerada la más moderna de la empresa pues tiene la mayor tasa de conversión de petróleo crudo en diesel (70 %), el combustible más utilizado en Brasil para el transporte de carga.

La planta fue objeto de numerosas polémicas por las demoras en su construcción y sus elevados costos, pues el proyecto tardó más de diez años en finalizar con inversiones que superaron los 18.000 millones de dólares, un monto bastante más alto al proyectado inicialmente de 2.500 millones de dólares.

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CADER se reunió con la Secretaria de Minería

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) se reunió con la secretaria de Minería de la Nación, Flavia Royon, con el fin de dialogar sobre el desarrollo de proveedores para abastecer a los proyectos mineros y promover las alternativas de soluciones energéticas limpias y renovables, con el objetivo de estrechar vínculos entre ambos sectores de la economía argentina, indicó un comunicado de la entidad.

Tanto la Secretaría de Minería como CADER, hicieron hincapié en el acuerdo firmado en el 2023, en el cual se estableció la necesidad de cooperar en las mesas de trabajo organizadas por la cámara, propiciar eventos, workshops e intercambio de ideas; poniendo en eje la agenda 2030 y 2050 de descarbonización, en la que se seguirá trabajando mancomunadamente.

Además, durante el encuentro Martín Parodi (presidente de CADER), Alejandro Parada (vicepresidente de CADER), Marcelo Álvarez y Martín Dapelo presentaron el documento titulado «Propuesta legislativa integral para la Transición Energética en Argentina y su aprovechamiento como oportunidad de desarrollo» y los objetivos planteados en dicho proyecto de ley.

Se acordó la posible participación de la Secretaría de Minería en las mesas de trabajo que la Cámara está llevando adelante a fin de elaborar propuestas concretas que contribuyan a impulsar la transición energética en Argentina.

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Enel da marcha atrás con la venta de Edesur

La empresa italiana Enel le confirmó al presidente Javier Milei que podría desistir de la venta de su concesión en Edesur y que, por el contrario, esperan continuar incrementando sus inversiones en el país.

El presidente mantuvo una reunión con el CEO Global de Enel, Flavio Cattaneo, en el Aeropuerto Internacional de Ezeiza, previo a su viaje hacia Davos, Suiza, para participar del Foro Económico Mundial.

En la reunión también participaron Alberto de Paoli, director del área internacional de Enel y Claudio Cunha Country Manager Argentina. También estaban presentes Nicolas Posse, jefe de Gabinete, Luis Caputo, ministro de Economía, y Karina Milei, secretaria de Presidencia.

Según trascendió, “los ejecutivos se mostraron optimistas con lo que escucharon de Milei” y “en especial con su compromiso de respetar los contratos y la defensa de la propiedad privada como un valor necesario para apalancar la inversión y el desarrollo del país, algo que en Argentina no se ha dado en los últimos años”.

El cambio de signo político y la expresa política de subas tarifarias que llevará a cabo Milei junto a su secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo hicieron rever la decisión a la empresa.

Meses atrás, Enel, a cargo de la concesión de Edesur, la segunda mayor distribuidora del país, había iniciado el proceso de venta para salir del país producto del intervencionismo estatal de los últimos años.

De hecho, a principios del año pasado vendió sus plantas de generación térmica por USD 102 millones. Allí cerró el acuerdo de venta para su participación del 75,7% en Central Puerto y del 41,2% en Central Dock Sud.

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Tarifas de luz: definen audiencia pública para el 26 y 29 de enero

El viernes 26 y el lunes 29 de enero tendrán lugar —de manera virtual— las dos audiencias públicas que el ENRE convocó con el objeto de autorizar una actualización tarifaria transitoria del servicio público de energía eléctrica. En la primera, EDENOR y EDESUR darán a conocer informes y propuestas correspondientes al servicio de distribución de energía eléctrica que prestan en el Área Metropolitana de Buenos Aires. En la segunda, siete empresas y un ente provincial presentarán la documentación relativa al servicio de transporte de energía eléctrica que brindan a escala regional.

Los interesados en exponer en una y/u otra audiencia tienen tiempo para inscribirse hasta mediados de la semana próxima. El día de cada audiencia, recibirán por correo electrónico el acceso a la plataforma de videoconferencia. En este punto vale recordar los tiempos de exposición: cinco minutos para personas físicas y diez minutos para representantes de personas jurídicas.

Aquéllos que sólo deseen asistir a las audiencias no necesitan inscribirse. De hecho, deben cumplir con un único requisito: contar con la conexión a Internet necesaria para seguir la transmisión por YouTube.

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El ENRE sancionó a EDESUR y EDENOR por más de $ 655 millones

A partir de la firma de 24 Resoluciones, el interventor del Ente Regulador (ENRE), Darío Arrué, aplicó sanciones a Edenor y Edesur por un total de $655.621.185,93.

Según se informó, la medida responde a la constatación de diversos incumplimientos por parte de las concesionarias del servicio de energía eléctrica.

Entre las falencias, el ENRE hizo referencia al relevamiento y procesamiento de los datos que permiten evaluar la calidad del producto técnico, hallando en este aspecto “perturbaciones como variaciones rápidas y caídas lentas de tensión”. De la misma forma, señaló la “identificación de anomalías que atentan contra la seguridad eléctrica en la vía pública“.

A su vez, mencionó “la detección de informes con datos inconsistentes enviados a este Ente Nacional“.

En cuanto al monto de las sanciones, el Ente Regulador multó a Edenor con $136.931.491 por “instalaciones que atentaban contra la integridad de personas y bienes”, tras el análisis de 363 casos. De la misma forma, aplicó una sanción de $1.029.353 por “incumplimientos relativos a la calidad del producto técnico”; y otros $6.698.100 por “inconsistencias detectadas en la información que la distribuidora debe suministrar de manera obligatoria al ENRE”.

No obstante, las multas a Edesur fueron mucho mayores: $432.496.255 por incumplimientos relativos a la calidad del producto técnico; $61.317.200 debido a instalaciones que atentaban contra la integridad de personas y bienes (análisis de cinco casos); y $17.148.784 por encontrar inconsistencias en la información que la distribuidora debe suministrar de manera obligatoria al ENRE.

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La AIE advierte por posibles problemas de suministro de petróleo y gas ante tensiones en Mar Rojo

La Agencia Internacional de Energía (AIE) advirtió hoy por posibles complicaciones en el suministro de petróleo y de Gas Natural licuado (GNL) por los ataques de los rebeldes hutíes de Yemen a navíos mercantes vinculados con Israel en el Mar Rojo, lo cual obligó al desvío de las embarcaciones.

“Las tensiones geopolíticas en el Medio Oriente, área que representa un tercio del intercambio de petróleo transportado por mar, tiene atentos a los mercados a principios de este año”, indicó la AIE en su reporte mensual de petróleo.

Señaló que “los bombardeos de Estados Unidos y Reino Unido a objetivos hutíes en Yemen en respuesta a los ataques a navíos en el Mar Rojo por parte del grupo apoyado por Irán, incrementaron las preocupaciones de que el conflicto podría provocar disrupciones en el flujo de intercambio del petróleo”.

Si bien el organismo aclaró que la producción de petróleo y de Gas Natural Licuado (GNL) aún no se vio impactada, “una creciente cantidad de dueños de embarcaciones están desviando sus cargas por fuera del Mar Rojo”. Por el Mar Rojo y el Canal de Suez pasan cerca del 10% del intercambio mundial de petróleo y de 8% del GNL.

Un desvío por el Cabo de Buena Esperanza en Sudáfrica incrementa los tiempos de viajes en hasta dos semanas, “agregando presión en las cadenas globales de suministro e incrementando los costos de flete y seguro”.

De todos modos, el organismo señaló estar “listo” para “responder de forma decidida” si hay una disrupción en la oferta, y recordó que sus miembros “poseen, colectivamente, stocks de cerca de 4.000 millones de barriles, incluyendo 1.200 millones directamente controlados por los gobiernos en casos de emergencia”.

La advertencia de la AIE se suma a la de la Unión Europea (UE), que se mostró preocupada por el posible efecto sobre los precios de la energía.

“Debemos seguir esto muy de cerca porque estas consecuencias podrían materializarse en las próximas semanas”, manifestó esta semana el comisario europeo de Economía, Paolo Gentiloni.

Por otro lado, en sus proyecciones, la AIE indicó que la oferta llegará este año a un nuevo máximo histórico pese a que el crecimiento de la demanda se reducirá en casi la mitad.

“El mercado parece que tendrá una buena oferta en 2024, con incrementos más altos de lo esperado en los países que no forman parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) que superarán el crecimiento de la demanda por un margen saludable”, precisó la agencia.

En ese sentido indicaron que, si bien la política de restricción de bombeo de la OPEP podría provocar “un pequeño déficit” en la oferta al principio de año, el crecimiento de la producción de los países que no forman parte del cártel podría derivar en un “superávit sustancial” en el caso de que la OPEP decida revertir sus recortes en algún momento del año.

La oferta se incrementará en 1,5 millones de barriles diarios para llegar a un nuevo récord de 103,5 millones, impulsado especialmente por los países de América (Estados Unidos, Brasil, Guyana y Canadá).

En tanto, el crecimiento de la demanda bajará de 2,3 millones de barriles diarios en 2023 a 1,2 millones para este año, agotado el rebote post Coronavirus, y con “vientos macroeconómicos en contra” que se manifiestan en un crecimiento del Producto Bruto Interno (PBI) “por debajo del promedio en las principales economías”.

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Santa Cruz acordó con YPF la reversión de yacimientos convencionales de petróleo

El Gobierno de Santa Cruz comunicó hoy un acuerdo con la empresa YPF que calificó como “histórico” por la devolución de yacimientos para que la provincia pueda disponer sobre su destino y términos de la explotación, según un informe oficial.

“Santa Cruz es la primera provincia en obtener la reversión de áreas convencionales de petróleo, relegadas por la operadora estatal, que tiene sus ojos puestos casi con exclusividad en el shale de Vaca Muerta”, detalló el informe de la provincia.

Los yacimientos de Barranca Yankowsky, Cañadon de la Escondida-Las Heras, Cañadon León-Meseta Espinosa, Cañadon Vasco, Cañadon Yatel, Cerro Piedra-Cerro Guadal Norte, El Guadal-Lomas del Cuy, Los Monos, Los Perales-Las Mesetas y Pico Truncado-El Cordón “pasan a manos de la provincia, que podrá decidir sobre sus destinos y términos de explotación”.

“Se trata de pozos maduros, algunos de ellos sin actividad, relegados por el boom del shale”, detalló un informe oficial. El acuerdo se selló en una reunión que encabezaron el gobernador Claudio Vidal y el presidente de YPF, Horacio Marín.

Se trata de áreas con notables pérdidas de producción en los últimos años. Como consecuencia de ello, muchas empresas pymes dejaron de funcionar, otras enfrentan la reducción de sus contratos, y la sociedad absorbe la pérdida del movimiento económico regional.

— ClaudioVidal (@ClaudioVidalSer) January 18, 2024

De la reunión también participaron el ministro de Energía de Santa Cruz, Jaime Álvarez, el vicepresidente de Asuntos Públicos, Lisandro Deleonardis; y el gerente de Relaciones Laborales de la firma, Marcelo Aldeco.

“Se trata de las áreas de YPF -algunas de ellas sin inversión-, con notables pérdidas de producción en los últimos años, por lo que muchas empresas pymes dejaron de funcionar, otras enfrentan la reducción de sus contratos y la sociedad absorbe la pérdida del movimiento económico regional”, explicó Vidal en declaraciones de prensa oficial.

La intención de la provincia es “generar una mayor cantidad de empleo genuino en el sector privado, además de incrementar la producción para obtener mayores regalías y así afrontar con éxito el alto gasto público que tiene hoy la provincia en materia de salud, educación y salarios estatales”, agregó.

En el reclamo coincidían las provincias de Santa Cruz y Chubut, y el acuerdo se da tras una reunión de provincias productoras de petróleo, donde quedó asentado en un documento de los estados miembros de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHi).

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Conformarán un consejo asesor para definir los aumentos en las tarifas de gas

El Gobierno resolvió mantener las intervenciones en los organismos reguladores del suministro de gas y electricidad, aunque apunta a reunir a ambos entes en un único organismo.

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), bajo la dirección del interventor Carlos Casares, establecerá un “consejo asesor” cuyo objetivo es impulsar una serie de reformas en la estructura del organismo, gestionar aumentos en las tarifas residenciales y abordar la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) programada para este año, informaron fuentes oficiales.

El comisión estará compuesto por Griselda Lambertini, Marcela Valdez, José Luis Fernández, Jorge Guillermo Díaz, Jorge Niemetz y Carlos Casares.

La comunicación oficial señala que “respecto al personal de las unidades organizativas disueltas, esta intervención tomará las medidas correspondientes después de evaluar los resultados de la gestión de cada una de ellas”. En el Enargas trabajan más de 620 personas.

Consejo Asesor

Cada uno de los cinco asesores del consejo del Enargas “coordinará con esa Gerencia la forma y el período de contratación, de acuerdo con las instrucciones específicas que esta intervención enviará”. También intervendrán en la metodología de los ajustes tarifarios temporales en el servicio público de gas natural.

El comité de asesores de intervención en el Enargas, también tendrá como tarea llevar a cabo el proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) para “los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural, con el objetivo de que los nuevos cuadros tarifarios entren en vigencia antes del 31 de diciembre de 2024”.

Otro punto indica que colaborará en “la evaluación del cumplimiento de los procesos de renegociación establecidos por la Ley 27.541 y el Decreto 1020 del 16 de diciembre de 2020”, que iniciaron el proceso de renegociación de la RTI en el 2017.

Los asesores tendrán competencia para reformular la estructura organizativa del Enargas y determinar la composición definitiva del personal que permanecerá en el ente regulador.  Participará en “la definición de los criterios y en la implementación, en lo que concierne al Ente y los nuevos esquemas de subsidios para los usuarios”. Tendrá influencia “en las adaptaciones regulatorias necesarias a corto plazo en el sistema gasífero”.

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Petroleras respaldaron la Ley Ómnibus y confiaron que podrían invertir u$s 15.000 millones

En el marco del debate en comisiones de Diputados del proyecto de ley “bases y puntos de partida para la libertad de los argentinos”, denominada Ley Ómnibus, representantes de empresas productoras de gas y petróleo respaldaron la iniciativa del Gobierno de La Libertad Avanza que dispone la libertad de precios y de exportación para el sector.

Carlos Ormaechea, chairman de Tecpetrol (el brazo petrolero del Grupo Techint) y presidente de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH), dijo este martes en el plenario de comisiones de Diputados que la CEPH manifiesta su apoyo a las modificaciones a la Ley de Hidrocarburos que dispone el proyecto ómnibus.

Según Ormaechea, “la libertad de precios, la libertad de comercio, la eliminación de posibles discrecionalidades en las decisiones políticas relativas al sector van a impactar positivamente en el proceso de inversión”. Hizo foco también en el impacto positivo que tendrá en los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta.

En línea a esa proyección, arrojó algunos números. De crearse las condiciones a las que según el empresario apunta el proyecto, para el 2030 “la producción de gas y petróleo puede multiplicar por dos veces y media la producción actual”.

Dijo que “habrá una inversión a régimen anual de unos US$15.000 millones todos los años, que permitirá crear nuevos empleos de calidad y muy bien remunerados por una vez y media de los que hoy tiene la industria”.

De esta forma, Argentina se vería beneficiada con ingresos adicionales para el fisco de unos US$5.000 millones por año, de los cuales US$3.000 millones serían regalías a las provincias y US$2.000 millones al fisco nacional.

Mientras que la balanza comercial energética podría ser superavitaria en US$25.000 millones para 2030, según los cálculos del presidente de una cámara que reúne a las principales empresas productoras de gas y petróleo en Argentina, incluyendo a YPF, Pluspetrol, Vista y Pampa Energía, entre otras.

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Paritarias: petroleros acordó un aumento salarial de 47,6% en enero

Tras la escalada de la inflación, que en diciembre llegó al 25,5%, se recalientan las paritarias. En las últimas horas, los trabajadores petroleros acordaron un aumento salarial del 47,6% en enero, para el sector yacimientos.

El acuerdo fue alcanzado entre la Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustibles (FASIPEGyBIO) y las cámaras empresarias de la actividad. Con esta suba, el acumulado salarial para los trabajadores petroleros del sector yacimientos llega a 183,2% en la paritaria anual 2023/2024.

YACIMIENTOS: NUEVO AUMENTO DEL 47,6% EN ENERO

Nuestra Federación acordó en la jornada de ayer un nuevo incremento salarial para los compañeros de la rama Yacimientos, en continuidad de la negociación permanente de la paritaria 2023/2024 con las cámaras CEPH y CEOPE. pic.twitter.com/G8IwCk6lRA

— Petroleros Argentinos (@PetroGasBio) January 17, 2024

Según informó FASIPEGyBIO, el acuerdo abarca a los trabajadores petroleros de la rama yacimientos. 

El aumento del 48,6% se cobrará con los sueldos de enero en forma no remunerativa como “gratificación extraordinaria”, que será eximida del pago del impuesto a las Ganancias. En meses posterioes pasará a remunerar en todos sus conceptos.

El gremio informó además que habrá una nueva instancia de revisión el 15 de febrero, cuando cerrará la paritaria que finaliza en marzo del 2024.

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Mendoza: el Ministerio de Energía y Ambiente confirmó a su gabinete

El Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza oficializó los nombres que ocuparán la plana mayor del ministerio. Se trata de los subsecretarios y directores que liderarán las distintas áreas.

La ministra Jimena Latorre conformó un equipo que integra experiencia en la gestión pública y amplia trayectoria en el ámbito privado y juventud.

Jefe de Gabinete: Manuel López (37 años)

Abogado egresado de la Universidad Nacional de Cuyo y magíster en Negocios de la IAE Business School.

Además de ejercer el derecho en el ámbito privado, se desempeñó como asesor en la Cámara de Diputados de la Nación Argentina, director vicepresidente en el Ente de la Movilidad Provincial y coordinador de Gabinete de la ex Secretaría de Servicios Públicos. Por más de 6 años, fue adscripto en la cátedra de Derecho Sucesorio de la Universidad de Mendoza.

Subsecretario de Energía y Minería: Manuel Sánchez Bandini (38 años)

Es ingeniero industrial egresado de la UNCuyo; posee un master ejecutivo en Dirección de Empresas del Instituto de Altos Estudios Empresariales de la Universidad Austral, así como un master en Energía de la Facultad de Ingeniería Industrial de la Universidad Nacional de Cuyo.

En la empresa Halliburton se desempeñó en el desarrollo de negocios para sus líneas de servicios en el país. Durante más de 10 años ocupó diferentes posiciones de liderazgo en YPF SA. Además, fue profesor de Ciencias Básicas en la Tecnicatura Superior en Petróleo de la Universidad Nacional de la Patagonia Austral.

Directora de Transición Energética: Nuria Ojeda (38 años)

Ingeniera en Recursos Naturales Renovables, especialista en Estrategia Financiera y Especialista en Gestión de Cuencas Hídricas egresada de la UNCuyo. Realizó una diplomatura en Energía Renovables en la Universidad Católica y posee una especialización en Huella de Carbono de Bureau Veritas, Barcelona.

En el ámbito privado, realizó trabajos de investigación en energía geotérmica, eficiencia energética, transición energética y cambio climático. Se desempeñó como socia fundadora y gerente de NRS Ingeniería desde el 2020. Además, es jefa de cátedra de Gestión Ambiental en la Universidad de Congreso.

A cargo de la Dirección de Minería: Jerónimo Shantal (38 años)

Es abogado y tiene un posgrado en Gestión Minera de la Universidad Austral. Se desempeñó como gerente de Legales en la empresa minera Potasio Río Colorado SA y de Impulsa Mendoza Sostenible SA. Fue asesor letrado ad honorem de la Dirección de Minería de Mendoza. Actualmente es profesor en la cátedra de Derecho Minero en la Universidad Champagnat.

Director de Hidrocarburos: Estanislao Schilardi (38 años)

Ingeniero industrial, egresado de la Universidad Nacional de Cuyo y de la Escuela Nacional de Ingenieros de Metz. Cuenta con una maestría en Gestión de Proyectos Industriales y Supply Chain.

Desde 2009 hasta 2010 se desempeñó como jefe de proyectos en Arcelor Mittal, siderúrgica, en Francia. Entre 2011 y 2017 trabajó en IMPSA Wind (unidad de negocios de energía eólica), donde terminó siendo project manager con dos parques eólicos a cargo. En 2017 ingresó a la Dirección de Hidrocarburos como jefe de Proyectos y desde 2019 está a cargo de la dirección.

Director de Servicios Eléctricos: Walter Alejandro Mas (44 años)

Licenciado en Administración y contador público nacional egresado de la Universidad del Aconcagua. Además, realizó una maestría en Energía en la Universidad Nacional de Cuyo.

Se desempeñó como síndico titular por el Estado en la Empresa Mendocina de Energía y en la distribuidora Edemsa. Fue asesor en temas relaciones con el sector de energía eléctrica en el ámbito del Poder Ejecutivo de Mendoza. Entre 2016 y 2023 lideró la dirección de Servicios Eléctricos en la ex Secretaría de Servicios Públicos de Mendoza. Además, desempeña funciones académicas en la Universidad del Aconcagua desde 2005.

Subsecretario de Ambiente: Sebastián Melchor (39 años)

Está diplomado en Bases y Herramientas para la gestión integral del cambio climático, en la Universidad Nacional de Quilmes y en la Universidad Nacional de Jujuy.

Se desempeñó como asesor de la Presidencia de la Comisión de Ambiente y Desarrollo Sustentable en el Senado de la Nación. Fue coordinador de la Agencia de Cambio Climático de la Secretaría de Ambiente y Ordenamiento Territorial. Desde 2018 se desempeña como director de Recursos Naturales Renovables, de la Secretaría de Ambiente y Ordenamiento Territorial.

Melchor estará a cargo de la Dirección de Áreas Protegidas.

Director de Biodiversidad y Ecoparque: Juan Ignacio Haudet (34 años)

Ingeniero Civil egresado de la UNCuyo y Especialista en Ingeniería Ambiental por la misma casa de estudios. Está diplomado en bases y herramientas para la gestión integral del cambio cambio climático y manejo de fuego y en género y gestión institucional. Actualmente, se encuentra en fase de tesis para la maestría en Ingeniería Ambiental por la UNCuyo y para la maestría en Ambiente y Desarrollo Sustentable por la Universidad Nacional de Quilmes.

Se desempeñó como integrante en un equipo interdisciplinar de profesionales de proyectos hídricos e hidráulicos. Fue jefe de Sustentabilidad y Energía en la Dirección de Ambiente y Energía de la Municipalidad de Guaymallén. Comandó la Dirección de Ecoparque durante los últimos años y fue vicepresidente de la comisión joven del Cofema. Además, ocupó distintas funciones académicas en la Facultad de Ingeniería de la UNCuyo y en la Universidad de Congreso.

Director de Protección Ambiental: Leonardo Enzo Fernández (34 años)

Licenciado en Calidad, Medio Ambiente, Higiene y Seguridad por la Universidad del Aconcagua.

Se desempeñó como inspector del Iscamen en el programa de erradicación de Lobesia botrana. Entre 2016 y 2019 estuvo a cargo de la Dirección de Salud y Medio Ambiente de la Municipalidad de Santa Rosa. Fue profesor de Seguridad Laboral I y II de la tecnicatura en Higiene y Seguridad Laboral,  en el Instituto San Martin 9001. Actualmente es el fundador de la Consultora Proyectar, especialista en Planificación, Habilitación, Puesta en Marcha y Control de proyectos.

Directora de Hidráulica: Yamila Arnosti (35 años)

Ingeniera Civil egresada de la UNCuyo. Posee una especialización en Gestión de Proyectos y una diplomatura en Energías Renovables.

Desde 2020 está a cargo de la Dirección de Hidráulica de la Provincia. Anteriormente trabajó en proyectos hidroeléctricos en la Empresa Mendocina de Energía, participando en la gestión de proyectos como Portezuelo del Viento, El Baqueano y los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos licitados en Renovar.

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Reunión de ministra mendocina de Energía con petroleras para analizar proyectos de inversión

La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, mantuvo este jueves encuentros con directivos de las petroleras YPF y Aconcagua Energía, con el objetivo de pasar revista a los planes de inversión que estas compañías tienen en la provincia cuyana.

De manera puntual, Aconcagua Energía anunció la puesta en marcha de un plan de inversión de US$200 millones para los próximos cuatro años.

Acompañada por el director de Hidrocarburos provincial, Estanislao Schilardi, la ministra mantuvo distintas reuniones en la ciudad de Buenos Aires, en primer lugar con el presidente de YPF, Horacio Marín, y luego con el directorio de la empresa Aconcagua Energía.

El objetivo de los encuentros fue hablar de las proyecciones y la planificación de las inversiones de estas petroleras en la provincia de Mendoza.

Al respecto, Latorre destacó el compromiso que asumió la operadora independiente Aconcagua Energía, que ya está trabajando para “invertir 200 millones de dólares en los próximos 4 años en Mendoza”.

“Esta inversión va de la mano con la planificación y la propuesta del gobernador Alfredo Cornejo de reactivar las inversiones e incrementar la producción de hidrocarburos convencional en la provincia para los próximos 4 años”, finalizó Latorre.

Durante su visita a Buenos Aires, la ministra asistió a la reunión de gobernadores de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi), en la que el gobernador Cornejo participó de manera virtual.

En el encuentro se puso a consideración el proyecto de ley denominado Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos, que el Gobierno nacional presentó para su tratamiento al Congreso de la Nación en el período de sesiones extraordinarias.

En particular, se trabajó sobre el capítulo IX-Energía- Sección I, que propone modificaciones sustanciales a la Ley de Hidrocarburos 17319.

Al respecto, la Junta de Gobernadores de la Ofephi manifestó su rechazo a “todos aquellos” puntos del proyecto “que impliquen un menoscabo o limitación a las facultades de administración de las provincias hidrocarburíferas, así como también del dominio originario sobre sus recursos naturales, consagrado en el artículo 124° de la Constitución Nacional”.

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Federación lucifuercista rechazó privatización de centrales nucleares y reclamó soberanía energética

La Federación Argentina de Trabajadores de Luz y Fuerza (Fatlyf), que conduce a nivel nacional Guillermo Moser, rechazó hoy la posibilidad de que se privaticen las centrales nucleares y se pronunció por “la seguridad y la soberanía energética” de la Argentina.

La Fatylyf, el Sindicato Luz y Fuerza Regional (Sirelyf) y su par de la Zona del Paraná, que conducen Moser, Máximo Brizuela y Sergio Vergara y tienen ámbito de representación en la empresa Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA), señalaron hoy su “profunda preocupación y rechazo” ante “esos intentos de privatización” del Gobierno.

“La ley ‘Bases’ enviada por el presidente Javier Milei al Congreso procura avanzar con la privatización de empresas públicas, y el anexo de la norma incluyó a NASA. Las centrales nucleares son un pilar fundamental en la generación de energía y no solo proveen electricidad a millones de hogares y empresas sino que contribuyen a la soberanía energética y al desarrollo tecnológico”, sostuvo el gremio lucifuercista.

Un documento firmado por esos dirigentes sostuvo que “la seguridad, eficiencia y continuidad del suministro dependen de su correcto funcionamiento y gestión”, afirmó que el país “es pionero y referente en el desarrollo nuclear con fines pacíficos en la región” y expresó que “el prestigio obtenido fue producto del compromiso de los trabajadores y del correcto manejo de un Estado que cree en el desarrollo energético”.

“Al igual que en los ’90, vuelven a utilizarse viejas recetas y se perciben intentos que procuran transferir la operación de esas centrales a privados, lo que significa un riesgo inaceptable para la Nación”, expresaron los dirigentes gremiales en el documento.

La Fatlyf y esos sindicatos se opusieron a esas medidas oficiales y explicaron que esas centrales nucleares “no son meras infraestructuras sino activos estratégicos para garantizar la seguridad, por lo que su operación debe estar en manos del Estado, que cumple con los más altos estándares en ese sentido y en la protección radiológica”.

Además, enfatizaron que los trabajadores del sector dedicaron años de formación y experiencia para operar esas instalaciones de forma segura y eficiente, por lo que “la privatización arriesgaría ese valioso capital humano”, a la vez que puntualizaron que “la inversión en infraestructura y mantenimiento es esencial para su funcionamiento óptimo”.

“La privatización comprometería la inversión y afectaría la confiabilidad del sistema eléctrico”, añadieron los dirigentes, quienes expresaron también que “el Estado tiene la responsabilidad de garantizar la transparencia en la gestión de esos recursos y, la privatización, dificultaría la supervisión y control ciudadano sobre esas operaciones”.

La Fatlyf indicó además que las centrales nucleares desarrollaron tecnología de vanguardia, por lo que privatizarlas permitiría que “esa tecnología cayese en manos extranjeras, perdiendo una ventaja estratégica para la Argentina”, y puntualizó que la iniciativa oficial es “un grave error que arriesgaría la seguridad, la economía y el futuro”.

“Los trabajadores se oponen a cualquier intento de despojar al Estado de su rol fundamental en la gestión de esas instalaciones. Es inaceptable que el país regale décadas de desarrollo y conocimiento. El trabajo y el esfuerzo contribuyeron a ganar el respeto mundial con múltiples acciones, como la construcción del reactor Carem, el primero 100% nacional, que direcciona a la Argentina a convertirse en líder internacional en el segmento de los reactores modulares de baja y media potencia”, concluyó el gremio.

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Inversiones: El secretario de Energía Rodriguez Chirillo participará del evento FES Argentina

Future Energy Summit (FES), empresa líder en la producción y desarrollo de eventos sobre energías renovables, anuncia la participación del secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, en el megaevento FES Argentina 2024

Rodríguez Chirillo abrirá el evento que se celebrará el 11 de marzo en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires para analizar todas las oportunidades del sector de las energías renovables y la transición energética en el país y Latinoamérica. 

La asistencia del Secretario de Energía se dará en el contexto del inicio de un nuevo gobierno nacional, considerando que Javier Milei asumió la presidencia el 10 de diciembre del 2023 y Eduardo Rodríguez Chirillo asumió su cargo inmediatamente después de ello y apuntó a giros en la política energética argentina

Uno de los principales puntos pareciera ser el interés por que el sector privado tome un mayor protagonismo en el sector y logre apalancar más inversiones en proyectos de generación de fuentes renovables, infraestructura eléctrica y vectores energéticos como el hidrógeno. 

A tal punto que el funcionario ya vaticinó que la nueva administración de La Libertad Avanza priorizará que la demanda se contractualice y que las distribuidoras pasen a tarifa los reales costos del servicio y de los contratos de abastecimiento que celebren.

Y con ello, que exista un mayor dinamismo y flexibilidad en la toma de decisiones de mercado, con el propósito de alcanzar los objetivos planteados en la Ley N° 27191 (20% de participación de las renovables al cierre del 2025) y los compromisos asumidos en el Acuerdo de París y la COP 28.

ASISTE A FUTURE ENERGY SUMMIT

Por lo que Future Energy Summit Argentina 2024 será una ventana para conocer al detalle los planes, próximos pasos, metas y expectativas del nuevo gobierno de Javier Milei para el sector de las renovables en el país, las cuales ya cuentan con más de 5800 MW instalados en proyectos de generación centralizada, según datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) y sin contar las hidroeléctricas mayores a 50 MW de capacidad. 

A lo que se debe añadir que existen más de 150 parques y casi 4000 MW renovables que podrían entrar en operación en el corto plazo, debido a los proyectos asignados con prioridad de despacho en el Mercado a Término (MATER) y los adjudicados en la licitación pública RenMDI

Cabe mencionar que Future Energy Summit Argentina será la primera parada del 2024 de la gira de FES, con paneles de debate exclusivos, amplios espacios para networking y meeting points donde los auspiciantes mostrarán sus últimas novedades en servicios y tecnología

Y con más de 400 ejecutivos de toda la región y 70 panelistas destacados, el evento promete ser un punto de encuentro clave para la industria de las renovables en América Latina. 

ASISTE A FUTURE ENERGY SUMMIT

Tal es así que JA Solar, Longi, DREICON, Trina Solar, 360 Energy, AE SOLAR, FMO e IMPSA son sólo algunas de las empresas que formarán parte de esta cumbre, que también contará con la presencia de un elenco de speakers de renombre, líderes visionarios y expertos que han contribuido significativamente al panorama de las renovables, como por ejemplo: 

Bernardo Andrews (CEO de Genneia)
Martin Brandi (CEO de Petroquímica Comodoro Rivadavia)
Guillermo Hoerth (CEO de Cauchari Solar)
Álvaro Villasante (vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación del Grupo Energía Bogotá)
Martín Genesio (presidente y CEO de AES Argentina)
Rubén Omar López (director Energías Renovables de Central Puerto)
Federico Sbarbi Osuna (CEO de 360Energy)

ASISTE A FUTURE ENERGY SUMMIT

Para más información comunicarse a info@energiaestrategica.com. ¡No te pierdas este increíble evento y súmate a la ola renovable de Future Energy Summit junto a líderes del sector público y privado de Latinoamérica!

Revive el éxito del evento de Future Energy Summit en 2023 

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Genera PR lanza licitación para 1720 MWh de almacenamiento de energía en baterías

Genera PR, subsidiaria de New Fortress Energy, inició este año 2024 con la apertura de una convocatoria para la adquisición de un sistema de almacenamiento de energía en baterías a gran escala.

Los detalles permanecen confidenciales pero pueden consultarse previo registro en la plataforma de la licitación gestionada por Wood Mackenzie (acceder).

En líneas generales, se esperan propuestas por una capacidad mínima de 430 MW durante 4 horas (1.720 MWh) por un período de 20 años.

Ahora bien, el proveedor deberá suministrar equipos, soluciones y servicios de soporte complementarios tales como, inversores, pruebas de rendimiento de arranque y puesta en servicio, Sistemas de Gestión de Energía (EMS), Sistemas de Supervisión, Control y Adquisición de Datos (SCADA), entre otros.

Todos los interesados en participar se pueden registrar en la plataforma de la convocatoria hasta el día de hoy, viernes 19 de enero del 2024 (acceder).

Allí, encontrarán los requisitos del registro de proveedores de Genera PR, especificaciones técnicas para equipos, ubicación de las baterías, capacidades necesarias y hasta un formulario de preguntas y respuestas que permitirá despejar toda duda previa a la presentación de ofertas.

Es preciso indicar que la fecha límite para el envío de las propuestas es el viernes 22 de marzo. Por lo que, los potenciales proponentes contarán con más de 60 días desde la fecha limite de registro para poder verificar los requisitos para la presentación y publicar su oferta.

«Comenzamos proceso competitivo para la adquisición de sistemas de almacenamiento de energía a gran escala. Exhortamos la participación de todos los proveedores del mercado a que sean parte del futuro energético de Puerto Rico», expresaron desde Genera PR en redes sociales.

Se trata del primer proyecto BESS que se encuentra impulsando esta subsidiaria de New Fortress Energy en el archipiélago puertorriqueño. El cual, por la capacidad propuesta, será el más grande en el mercado.

Pero aquello no sería todo. Además, Genera PR se encuentra requiriendo otros servicios, piezas y suministros industriales (MRO) para otros de sus proyectos en Puerto Rico. Por lo que animamos a todos los proveedores del sector energético a explorar la plataforma de licitaciones y registrarse para esta y otras oportunidades de licitaciones.

Al respecto, es preciso aclarar que para ser considerado un proveedor calificado de Genera PR, se deberá cumplir con una siguientes requisitos identificados según el tipo de negocio dentro de la plataforma de licitaciones (acceder).

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Pardow brindó más detalles sobre la futura licitación de almacenamiento de Chile

El ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, presentó el proyecto de ley de Estabilización Tarifaria y las indicaciones del proyecto de ley de Transición Energética para continuar su tramitación particular en la Comisión de Minería y Energía del Senado. 

Esto a su vez representaría un avance importante de cara a la futura licitación de almacenamiento que contempla el PdL de Transición Energética. Y tras lo acordado en las mesas de trabajo del proceso legislativo, se establecieron nuevas metodologías para concretar tal convocatoria. 

“Se definió el monto a licitar, que será la diferencia entre 2000 MW [inicialmente previstos] y la capacidad de los proyectos de almacenamiento que estén en operación, declarados en construcción o comprometidos en licitaciones, con un tope máximo de 500 MW”, explicó Pardow. 

“Además, finalmente será una única licitación y eventualmente evaluaremos, cuando discutamos o retomemos el proyecto ley de cuotas, cómo incorporar el fomento al almacenamiento en las licitaciones que correspondan a ese bloque horario en particular”, agregó en sesión de la  Comisión de Minería y Energía del Senado

Cabe recordar que, durante la tramitación de la iniciativa en el Congreso, se mencionó la posibilidad que esta convocatoria podría volverse una doble licitación (una de infraestructura y otra de servicios complementarios para la red), que llevaría adelante la Comisión Nacional de Energía. 

Hecho que generó miradas contrapuestas dentro del sector energético por el posible camino a tomar (ver nota), mas no por la importancia del almacenamiento para afrontar las problemáticas actuales. 

Mientras que el “proyecto de ley de cuotas” (oficialmente denominado proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional) hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otros puntos. 

Pero el mismo se encuentra en stand by en el Poder Legislativo tras la media sanción dada en la Cámara de Diputados a principios del mes de abril del año pasado (aprobación por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía).

Además, el ministro de Energía de Chile aclaró que en la estructura de esa subasta no se considerará una cobertura de pago desde el segmento de los clientes, por lo tanto no tienen un residual que se cargue a los clientes. 

“Es decir que, aunque esta licitación de almacenamiento fuese eventual, igualmente no pudiera generar un alza para los clientes y por lo tanto cambiamos el diseño del mecanismo de subasta para que así fuera”, aseguró Pardow.

“La adjudicación del servicio de infraestructura se ajusta cuando la suma del valor agregado del servicio no alcanza la totalidad del valor agregado de la infraestructura, habiendo superado el umbral mínimo que también era un mecanismo de mercado incorporado en la forma de subasta”, añadió. 

Futuro del sistema de transporte eléctrico

Diego Pardow mencionó las mejoras que se pueden hacer con respecto al desarrollo eficiente de obras de transmisión, especialmente porque en varias regiones hay retrasos en proyectos de infraestructura, como por ejemplo revisar el valor de inversión (VI) para las de ampliación o establecer máximos porcentuales para aquellas que son “necesarias y urgentes”. 

En el primero de los casos se recogió un límite del 20% del VI para modificaciones de alcance técnico o diseño de la obra como también poner como límite el IPC entre la fecha de adjudicación y la de solicitud. 

Aunque en aquellos casos donde exista retraso por instrucción del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) o por condicionamiento a otra obra retrasada, ahí no regirán tales umbrales. 

“Mientras que por el lado de las obras necesarias y urgentes, se incorpora un límite del 10% del valor promedio de los últimos cinco procesos de planificación de la transmisión (valores referenciales), resguardando que este mecanismo sea de carácter excepcional”, complementó el titular de la cartera energética de Chile.

“Pero la metodología está enfocada en obras de ampliación que son de bajo costo, por lo tanto hay un mínimo de 5% para tales obras porque la idea es que no se introduzca por esta vía más de ese porcentaje mencionado del valor promedio”, precisó.

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Límites en el nivel de penetración del autoconsumo preocupan al sector solar de Panamá

A paso acelerado, Panamá continúa ampliando la participación de la generación distribuida a partir de fuentes renovables. Lo que por un lado despierta entusiasmos pero a la vez algunas preocupaciones.  

El Procedimiento para Autoconsumo con Fuentes Nuevas, Renovables y Limpias establece ciertos límites que ya se estarían empezando a cubrir y que se requeriría de un estudio integral para ampliar el límite gradualmente, mientras se realizan las adecuaciones necesarias. 

Es preciso recordar lo que indica la norma. El procedimiento en su artículo 15 detalla consideraciones sobre el Nivel de Penetración para garantizar la penetración eficiente y confiable de la conexión de Plantas de Generación que utilizan fuentes nuevas, renovables y limpias conectadas directamente a las instalaciones. 

Allí, se determinan dos topes. Uno de 10% de la Demanda Máxima Anual (MW), la cual es casi que irrelevante. Un segundo tope de 2% del consumo máximo anual en GWh por zona de concesión de cada distribuidora. 

“El límite del 2% es el que tiene preocupado al sector Solar de Panamá y a los clientes”, consideró Nanik Singh Castillero, presidente de Potencia Verde.

Si se observa la información publicada por la ASEP el crecimiento de la generación distribuida ha sido el siguiente:

2020 40MW
2021 48MW
2022 64MW
2023 94MW 

Ahora bien, según la última estadística de la Secretaría de Energía, se lograron 100.6 MW en el cierre del 2023, lo que se traduce en un crecimiento del 44,54 % interanual de la capacidad instalada en 3,570 clientes.

La expectativa de la industria es que la interconexión de nuevos sistemas de autoconsumo sea mayor durante este 2024. 

Dicho eso, el referente consultado estimó que “si el crecimiento de este año resulta en un 0.07% mensual, Panamá llegaría al tope del 2% en ENSA y EDEMET en unos 6 meses o menos”. Entendiendo que eso también podrá variar si el consumo de energía aumentase.

Ahora bien, el procedimiento indica que la ASEP verificaría este porcentaje cada tres años realizando un estudio integral con la ayuda de especialistas, cuyo objetivo principal sea ampliar este límite a futuro, a través de una adecuada gradualidad que considere al menos: 

las adecuaciones que haya que hacerle a la red de distribución, 
el manejo operativo de las fuentes intermitentes en el Sistema Interconectado Nacional,
las implicaciones tarifarias en la remuneración de la red de distribución,
así como el efecto en las pérdidas técnicas y en la calidad del servicio.  

“Si esta condición no se ha cumplido, no se podrá modificar el tope; y, de ser alcanzado, comprendo que no podrán admitir más clientes de autoconsumo”, declaró Nanik Singh Castillero.  

¿Qué medida urge implementar para evitarlo? El presidente de Potencia Verde valoró como prioritario realizar el estudio, además consideró que se requerirá de una consulta pública para llevar a cabo la modificación formalmente. 

“Los tiempos imagino que podrán ser semanas o meses, ojalá no fuese así.  No sé si sería posible llevar esto a una condición de emergencia para que, mientras se realiza el estudio, se pueda aumentar levemente el % y así no causar problemas a los empresarios del sector solar y principalmente a los clientes”, propuso.

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Astronergy planea triplicar su capacidad instalada en Chile para el 2024

Astronergy fue parte del Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago, Chile.

Bajo ese contexto, Mauricio Gonzalez Mendez, country manager de Aestronergy, brindó una entrevista exclusiva en la que compartió las tendencias de productos y aseguró que para el 2024 “esperan triplicar la cantidad de MW vendidos durante el 2023 en Chile”.

“Aestronergy pudo penetrar muy bien en el mercado, terminamos el año con una capacidad de fabricación de 55 GW a nivel global. Con esa figura los clientes pueden tener la certeza de que tenemos capacidad para fabricar a un precio competitivo y con tecnología avanzada”, reveló.

Cabe recordar que el fabricante de soluciones fotovoltaicas instaló 1 GW en diversos proyectos, reafirmando su apuesta por la innovación tecnológica en el sector de energía solar y consolidando su presencia en el mercado chileno.

Actualmente, la compañía fabrica módulos con tecnología P Type, N Type y TOPCon, pero para el corriente año planean que la mayor parte de su producción sea tipo N tanto en bifaciales como mono faciales,  ya que aseguran que este módulo “dominará el mercado”. 

Por otro lado, el entrevistado comentó los principales desafíos para abordar en la región e hizo hincapié en la gran cantidad de proyectos que están esperando la aprobación de sus permisos ambientales, lo que retrasa el inicio de construcción para los próximos años.

“Necesitamos ayuda gubernamental para que nuestros clientes puedan obtener los permisos en un plazo más corto. Sumado a eso tenemos restricciones respecto a cómo se vierte la potencia en el sistema eléctrico nacional, y para eso es importante sacar un nuevo reglamento de Storage”, comentó Mauricio.

“Si bien existe una legislación, hoy en día cada cliente analiza si integrar o no un sistema de almacenamiento a los parques solares, y para ello necesita saber cómo lo van a pagar”, agregó.

Además, el representante de Astronergy, señaló la necesidad de reforzar las líneas de transmisión de los pequeños medios de generación distribuida (PMGD), y descongestionar los sistemas de distribución para facilitar la incorporación de nuevas instalaciones renovables.

“En cuanto a utility sabemos que la capacidad del norte está ocupada y los proyectos se han ido moviendo hacia la zona centro sur del país. Sin embargo, los PMGD tienen asociado refuerzos de líneas y algunos están esperándolos desde hace varios meses para poder iniciar su construcción. Hay que descongestionar los sistemas para permitir el ingreso de nuevas centrales ”, concluyó el country manager de Astronergy.

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Aprueban dictamen que promueve el uso del hidrógeno verde como combustible en Perú

En un acontecimiento sin precedentes para el sector energético peruano, el 18 de enero se marcó un hito en la historia del hidrógeno verde en el país. La sesión de la Comisión Permanente del Congreso de la República fue testigo de la aprobación unánime del texto sustitutorio de los proyectos de ley 3267, 3272 y 4374, dirigidos a potenciar el hidrógeno como fuente de energía limpia y renovable en Perú.

Esta decisión legislativa abre camino a un futuro energético más sostenible y competitivo, promoviendo activamente la investigación, producción, transporte, distribución, comercialización, exportación y uso del hidrógeno verde.

Este último, reconocido tanto por su función como combustible como por su papel clave como vector energético, se perfila como un pilar fundamental en la transición hacia un panorama energético renovable, aprovechando eficientemente la infraestructura y los recursos naturales del país.

La Comisión Permanente, con un respaldo contundente de 23 votos a favor en la primera ronda, ha dado luz verde a una propuesta legislativa que no solo promueve la investigación y el desarrollo del hidrógeno verde sino también su implementación en múltiples sectores de la matriz energética peruana. Este paso constituye una evolución significativa hacia fuentes de energía más limpias, subrayando el firme compromiso de Perú con la reducción de emisiones contaminantes y la optimización de sus recursos naturales.

El presidente del Congreso, Alejandro Soto Reyes, destacó que esta iniciativa legislativa será objeto de una segunda votación tras un período de 7 días, conforme lo estipula el artículo 78 del Reglamento del Congreso.

El dictamen 3 establece: “El Ministerio de Energía y Minas (Minem) fomenta la generación, la producción y el uso del hidrógeno verde en la industrial a partir de energías renovables, principalmente como un vector energético, como combustible y como insumo en procesos industriales en todo el ámbito nacional para satisfacer la demanda nacional y los mercados internacionales, ya sea como hidrógeno o subproductos tales como fertilizantes, líquidos orgánicos, metanol y otros”.

También, indica que el uso de ello se debe realizar en alianza con el sector privado con el objetivo de generar condiciones de trabajo colaborativo entre las empresas, universidades, gobiernos regionales y el Estado en su conjunto.

“Propendiendo la diversificación de la matriz energética nacional y priorizando los proyectos donde el beneficio sea significativo en términos de desarrollo de la industria nacional, la generación de puestos de trabajo en el área de influencia y la captación de recursos humanos nacionales de alta especialización e innovación tecnológica”, agrega.

La propuesta legislativa, que aboga por el uso del hidrógeno verde como medio para mejorar la calidad de vida mediante la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, cuenta con el firme respaldo del Ministerio de Energía y Minas. Este último reconoce el potencial del hidrógeno verde en el ámbito de las energías renovables y su aplicación en vectores energéticos, combustibles y procesos industriales.

La colaboración con el sector privado se perfila como un elemento crucial para el éxito de esta iniciativa, incentivando la diversificación de la matriz energética y fomentando la creación de empleo. El dictamen resalta la importancia de proyectos que aporten beneficios tangibles en términos de desarrollo industrial, generación de empleo y captación de talento especializado.

Esta iniciativa legislativa también se alinea estratégicamente con las políticas de otros ministerios clave como el Ministerio de la Producción, el Ministerio de Transportes y Comunicaciones, el Ministerio de Economía y Finanzas y el Ministerio del Ambiente. Este esfuerzo conjunto refleja la visión integrada y multidisciplinaria requerida para asegurar una transición energética efectiva y sostenible.

Este hito legislativo, que encuentra sus raíces en los proyectos de ley presentados por diversas bancadas y que consolidó el apoyo mayoritario de la Comisión de Energía y Minas el pasado 20 de junio, no sólo simboliza un avance hacia la sostenibilidad ambiental. Representa, asimismo, un paso firme hacia el desarrollo de una economía más verde, innovadora y resiliente en Perú.

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Debido al alto nivel de pérdidas eléctricas, hay poca confianza para invertir en Honduras

La Asociación para una Sociedad más Justa (ASJ) publicó un informe sobre el Desempeño del Programa Nacional de Reducción de Pérdidas. En el documento publicado esta semana se acusa el «fracaso» en la implementación del programa durante el 2023.

Kevin Rodríguez, especialista en energía de ASJ, destacó en conversación con Energía Estratégica que la preocupación principal radica en que, a pesar de los esfuerzos anunciados, el programa no ha logrado sus objetivos, evidenciando un aumento en lugar de una disminución de las pérdidas el año pasado.

«Si la ENEE no resuelve el problema de las pérdidas, no tendrá dinero para invertir en infraestructura y tampoco tendrá la manera de generar la confianza para que los inversionistas puedan venir al país», subrayó Kevin Rodríguez.

En medio de este panorama desafiante para el sector eléctrico hondureño, la ASJ advierte la baja o nula participación en las licitaciones del subsector eléctrico en el último año como un indicador claro de la falta de interés por parte de los inversionistas.

Además, como organización dedicada a promover la transparencia a nivel internacional, la ASJ ha puesto el foco en que es preciso tener indicadores públicos, abiertos y actualizados para evaluar la magnitud del declive en la atracción del mercado eléctrico hondureño.

Al respecto, es preciso recordar que el año pasado la ENEE lanzó una serie de licitaciones que no tuvieron «un final exitoso», desde la perspectiva del referente consultado. Primero, se había lanzado una Licitación simplificada de corto plazo para el Mercado Eléctrico Regional (MER), pero según reveló la ASJ no habría participado nadie, de manera que ese fue el primer proceso considerado como fallido.

Luego, se lanzó una Licitación privada de 220 MW para suplir a la ENEE que tenía como fecha límite el 24 de octubre. En este caso, según la ASJ, solo unas cinco empresas habrían accedido a las bases; pero como estas no presentaron ofertas, ampliaron la fecha al 24 de noviembre. Ya el 24 de noviembre habrían ingresado dos ofertas pero la ENEE a la fecha aún no habría pronunciado públicamente un resultado.

Visto aquello, desde la ASJ alertan la poca claridad de cómo se va a hacer frente al déficit de generación de este año 2024. Si bien es cierto que anunciaron licitaciones de 450 MW térmicas y luego avanzarán con 250 MW eólicos y solares con baterías (ver más), estos procesos no contribuirían a la matriz en el corto plazo y el fantasma de los apagones vuelve a resurgir.

Kevin Rodríguez, especialista de energía en la Asociación para una Sociedad más Justa (ASJ)

«Si recordamos 2023 dijeron que no iban a ver apagones y luego fue la peor crisis que se ha tenido probablemente en los últimos 20 años», puntualizó Rodríguez.

Y agregó: «Nosotros como ASJ vamos a pedir la información de cuántas bases se compraron y cuántas ofertas se hicieron en las últimas licitaciones y las que vendrán».

La ASJ destaca la necesidad urgente de mayor transparencia en la información disponible para los actores del mercado. La falta de acceso a datos confiables y actualizados dificulta la toma de decisiones informadas por parte de los inversionistas.

En este contexto, la propuesta de un supervisor independiente surge como una medida crucial para garantizar la generación de información confiable y transparente en el sector eléctrico hondureño. Sin esta transparencia, la confianza y, por ende, la inversión seguirán siendo esquivas para el país.

«Antes cuando estaba la empresa operadora de la distribución, Empresa de Energía Honduras habían dos informes, un informe de la empresa con sus resultados y un informe del supervisor que era Manitoba Hydro, pero que desde que su contrato terminó en agosto ya no hay nada.

Entonces, ya no hay manera de corroborar datos abiertos, solo se accede elevando un pedido de acceso a la información. Nosotros como ASJ sacamos los datos y aunque los datos sean ciertos, luego nos acusan de tendenciosos. Por eso, identificamos la necesidad de un supervisor independiente que pueda generar la información confiable para los agentes del mercado, porque aquí nadie invierte si no tienes información confiable», sostuvo Kevin Rodríguez.

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El Clúster de Energía de Sonora trabaja con Arizona para crear nuevos vínculos comerciales

El Clúster de Energía de Sonora, entidad que busca hacer más competitiva a la industria energética del estado mexicano, está trazando un nuevo camino en el ámbito de las renovables y la cooperación internacional. 

Esta organización ha robustecido la relación comercial entre Sonora (México) y Arizona (Estados Unidos), un lazo que crece con fuerza por la proximidad geográfica y la historia compartida.

Recientemente, los socios del Clúster participaron en una reunión de seguimiento del Programa de Internacionalización de Empresas, una iniciativa que promete abrir las puertas del mercado estadounidense a proveedores confiables de Sonora. 

Este programa, no solo simboliza un avance en la expansión comercial, sino también el reconocimiento de la calidad y la competitividad de las empresas sonorenses en el ámbito internacional.

En diálogo con Energía Estratégica, Fernando Rodríguez Tovar, Director del Clúster de Energía Sonora, explica en detalle la iniciativa: “Con la mirada puesta en el creciente mercado de Arizona, al Programa de Internacionalización de Empresas, se le suma el Programa Distintivo Proveedor Confiable que evalúa y certifica a las empresas del Clúster según estándares internacionales, garantizando así la excelencia y la fiabilidad de los servicios y productos ofrecidos”.

Y agrega: “Este distintivo abrió las primeras puertas ya que permitió en una exitosa misión comercial a las ciudades de Phoenix y Tucson, donde se exploraron oportunidades en el sector energético y se fortalecieron lazos con autoridades gubernamentales, empresarios y académicos”.

En este consorcio de empresas, las compañías sonorenses que sean “proveedores confiables” van a poder ingresar al mercado estadounidense en 3 rubros:

Comercialización de material de equipo eléctrico

Ingeniería y diseño eléctrico

Obra o construcción eléctrica incluyendo a integradores de servicios fotovoltaicos

En el marco de este trabajo en conjunto, Rodríguez Tovar destaca que Tucson, abrió una academia de comercio internacional en donde los socios del Clúster se capacitaron en los Estados Unidos en dichos ejes.

Esto subraya un enfoque integral que no solo busca crear vínculos comerciales, sino también preparar y equipar a las empresas sonorenses para competir y sobresalir en el mercado internacional.

Con una segunda visita comercial programada para febrero, el Clúster de Energía de Sonora está posicionando al estado como un jugador clave en el mercado energético, especialmente en el ámbito de la energía solar. 

“El interés mostrado por Arizona hacia las empresas sonorenses es un testimonio del potencial y la calidad del expertise sonorense. Con estrategias claras y un enfoque en la competitividad y la calidad, el Clúster está no solo generando riqueza para sus socios, sino también forjando un futuro energético más sostenible y colaborativo”, celebró.

Y anticipó: “Ya hay propuestas que todavía están en proceso de concretarse, sobre todo, en lo vinculante a la energía solar. Esperamos poder dar noticias en los próximos meses de los contratos en los que están trabajando nuestros socios”.

 

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La AIE prevé mayor producción de petróleo en 2024

La Agencia Internacional de Energía (AIE) pronostica que la producción mundial de petróleo en 2024, aumentará en 1,24 millones de barriles diarios (b/d). Es decir, 180.000 b/d más que en sus previsiones anteriores. El mes anterior la AIE pronosticó un crecimiento de la producción petrolera en 2023 en 1,8 millones de b/d hasta los 101,9 millones de b/d.

Tras el crecimiento de la producción petrolera en EEUU y en Irán las estimaciones de la agencia se modificaron. Para 2024 la AIE prevé un crecimiento de la producción de EEUU, Brasil, Guyana y Canadá en 1,5 millones de b/d, hasta el nuevo máximo de 103,5 millones de b/d.

En cuanto al crecimiento de la producción de petróleo en el mundo, adelantará el crecimiento de la demanda mundial, señaló la AIE en el informe.

Asimismo, la AIE pronostica que el crecimiento de la demanda global de petróleo disminuirá a 1,2 millones de barriles diarios (mb/d) en 2024, en comparación con los 2,3 mb/d del año pasado.

“El aumento de la demanda global de petróleo se reducirá a la mitad, desde 2,3 mb/d en 2023 hasta 1,2 mb/d en el año en curso”, afirma la agencia.

La AIE explica estas cifras por una recuperación casi completa después de la pandemia del COVID-19, un crecimiento del PIB por debajo de la tendencia en las mayores economías, y por el uso reducido de petróleo en medio de la electrificación de vehículos.
La nota también señala que el crecimiento de la demanda fuera de China “se desaceleró significativamente, en unos 300.000 b/d en promedio, durante la segunda mitad de 2023”. Al mismo tiempo, “China seguirá liderando el aumento de la demanda de petróleo en 2024, mientras su creciente sector petroquímico ganará una cuota cada vez mayor”, agrega el comunicado.
Por el conflicto de Oriente Medio la AIE advierte de posibles interrupciones en los suministros globales de petróleo a principios de 2024, sobre todo para los que se realizan a través del mar Rojo y el canal de Suez.

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Galan Lithium termina la construcción de un estanque de evaporación para comenzar a producir cloruro de litio

La minera australiana Galan Lithium informó que ha avanzado con las actividades de construcción de la fase 1 de su proyecto de litio Hombre Muerto Oeste, ubicado en Catamarca, que entrará en producción en 2025. En esa línea, desde la compañía dieron a conocer que prevén comenzar al llenar el estanque 1 en el trimestre actual, permitiendo que el proceso de evaporación de salmuera comience este verano y así comenzar con la producción.

En este sentido, Juan Pablo Vargas de la Vega, director general de Galan Lithium, precisó que los aspectos más destacados de la construcción incluyen el trabajo en el estanque 1 donde las obras de tierra están casi completas y la instalación de revestimiento ya se ha puesto en marcha.

Avances

A su vez, la firma ya ha comenzado a trabajar en la construcción del segundo estanque de evaporación. Además, registró progresos en los pozos de producción del proyecto.

Hasta el momento han construido nueve pozos.  La producción de la fase 1 sólo requerirá seis pozos. Aún así, se precisará de un total de 23 pozos de producción para la fase 1 y 2.

El proyecto

La iniciativa generará un concentrado de cloruro de litio de alta calidad con un 6% de contenido de litio, equivalente a 13% de Li2O o 32% de Carbonato de Litio Equivalente (LCE) en la primera mitad de 2025. La fase inicial tendrá una producción 5.400 toneladas anuales, según precisaron.

En base a esto, desde Galan Lithium aseguraron que habrá una actualización de la estimación de recursos en el primer trimestre de 2025. También, que «habrá una visita al sitio por parte de Glencore, lo que destaca el interés y la confianza en el proyecto»,  visita que forma parte del acuerdo que firmaron ambas compañías en noviembre.

Por último, Vargas de la Vega destacó que «el equipo continúa avanzando en todos los frentes ya que tiene como objetivo validar la estrategia de desarrollo de cloruro de litio de bajo coste y de bajo riesgo para convertirse en el próximo productor de litio en la Argentina en el primer trimestre de 2025″.

, Loana Tejero

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Bolivia invertirá 159 millones de dólares este año en exploración de hidrocarburos

La empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) anunció este miércoles una inversión de 159 millones de dólares en proyectos de exploración de hidrocarburos este 2024. «En 2023 hemos repuntado la inversión y el 2024 también está empezando a subir, son inversiones elevadas las que vamos a tener», señaló el gerente de Planificación de YPFB, Danny Roca, citado en un comunicado de prensa de la firma estatal. Roca precisó que la inversión total de la petrolera será de 277 millones de dólares, de los que el 53 %, es decir 159 millones, se destinará a 22 proyectos de exploración en […]

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La planta de hidrocarburos sintéticos que Greenalia promueve en Curtis, iniciativa empresarial prioritaria

La Xunta destina 3,5 millones a la mejora de las infraestructuras de los parques empresariales gallegos. La planta de hidrocarburos sintéticos que Greenalia promueve en Curtis, iniciativa empresarial prioritaria El Gobierno gallego ha aprobado este jueves la declaración como iniciativa empresarial prioritaria del proyecto ‘Breogán’, promovido por Greenalia y P2X-Europe, para la construcción de una planta de producción de hidrocarburos sintéticos en Curtis, con una inversión de 311 millones y que «ayudará a descarbonizar sectores como los de la aviación, el transporte o la industria química y farmacéutica». La iniciativa, que se situará en el polígono industrial de Curtis-Teixeiro (A […]

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La producción petrolera de Rusia cayó en 80.000 b/d en noviembre de 2023

La producción de crudo y condensado de gas en Rusia disminuyó en noviembre de 2023 en 80.000 barriles diarios (b/d), hasta 10,4 millones de b/d, según el informe de enero de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). «La producción de hidrocarburos líquidos en Rusia disminuyó en unos 80.000 b/d frente al mes anterior, hasta un promedio de 10,4 millones de b/d, incluidos 9,2 millones de b/d que correspondieron al petróleo y 1,2 millones de b/d, al condensado», señala el documento. Según los datos de la OPEP, en octubre la producción de petróleo y condensado de Rusia ascendió a […]

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El empresario mendocino que levantó las banderas que izó Milei en Davos

«Demasiado halagüeñas suenan las palabras del presidente. Cada uno dentro de la sociedad tiene un rol y el nuestro es el de construir valor», dijo el presidente de CECHA, el mendocino Isabelino Rodríguez. EL empresario mendocino de las estaciones de servicio Isabelino Rodríguez, que preside la entidad nacional que los agrupa, CECHA (la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina), salió a defender con fuerza las palabras del presidente Javier Milei en el Foro Económico Mundial de Davos en donde sostuvo al capitalismo como la forma central de la vida del mundo. Rodríguez fue consultado por el canal porteño La […]

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Diana Mondino se reunió con cancilleres de países europeos y directivos de multinacionales

La canciller ofreció un panorama detallado sobre las oportunidades que presenta la Argentina en sectores como energía, infraestructura, ciencia y tecnología, minerales e hidrocarburos, entre otros. La canciller Diana Mondino se reunió este miércoles con sus pares de Países Bajos, Lituania, República Checa y con altos funcionarios de Suiza y la Unión Europea, en el marco del 54º Foro Económico Mundial en Davos, Suiza. La funcionaria, que forma parte de la comitiva que acompaña a Javier Milei, también mantuvo conversaciones con representantes de empresas, con quienes dialogó sobre los cambios que se están llevando adelante en Argentina y las oportunidades que el nuevo escenario ofrece para el desarrollo de las […]

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Birol de la AIE estima un mercado petrolero “cómodo” pese a inestabilidad en el mar Rojo

Birol destacó las elecciones en Estados Unidos e India, las tensiones en Oriente Medio y el clima y la transición a la energía limpia como algunos de los riesgos clave para el futuro próximo. Reuters.- La AIE espera que los mercados petroleros estén en una “posición cómoda y equilibrada” este año, a pesar de las tensiones en Oriente Medio, en medio de una creciente oferta y una desaceleración de las perspectivas de crecimiento de la demanda, dijo el miércoles su jefe Fatih Birol en el Foro de Mercados Globales de Reuters. “SI NO VEMOS NINGUNA SORPRESA GEOPOLÍTICA IMPORTANTE, ESPERO ESTE […]

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Repsol saca a la venta una gasolina con la que ayudarás a frenar el cambio climático

Ya puedes conducir tu coche de gasolina sin cargos de conciencia medioambientales, y se lo debes a Repsol. El gigante energético posee un laboratorio al suroeste de Madrid en el que ha conseguido un pequeño milagro: producir una gasolina, a un precio asumible, y cuyo uso contribuirá a la lucha contra el cambio climático. Porque el CO₂ que emitirán los vehículos que la utilicen será el mismo que ya hayan capturado las materias primas con las que se fabrica —de origen vegetal y residual— durante su crecimiento. Este combustible sintético creado sin la presencia de hidrocarburos no contamina, o al […]

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Otra vez el gas

La ola gélida en Estados Unidos vuelve a poner sobre la mesa las carencias en seguridad energética de México. Aunque en la mañanera se repite ad nauseam que recuperamos “la soberanía energética”, la realidad dista de lo que se pregona en Palacio Nacional y de lo que dice la CFE. Y si algo puede salvarnos de este fenómeno climático, es nuestra interdependencia con Texas. La clave para entender esta situación es el gas natural que, aunque es un combustible fósil, dentro de este grupo es el más limpio y eficiente. México genera casi 60% de electricidad con gas natural en […]

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Por un incidente medioambiental, está clausurada la terminal de exportación de petróleo de Vaca Muerta

El Ministerio de Ambiente de la provincia de Buenos Aires clausuró preventivamente la operatoria de la segunda monoboya de la terminal marítima de Oiltanking Ebytem (OTE) ubicada en la localidad de Puerto Rosales, próxima a Bahía Blanca. Lo hizo tras constatar un derrame de hidrocarburos en la boya ‘Punta Cigüeña’ iniciada en la madrugada de este miércoles 17 de enero. Es la segunda fuga de petróleo registrada en la planta de OTE —que es propiedad de la firma alemana Oiltanking GmbH (posee un 70% del capital accionario) y de YPF (dueña del 30% restante)— en menos de un mes. La primera falla, que afectó la operación de la boya ‘Punta Ancla’ y obligó su remoción a dique seco, se registró el 26 de diciembre.

Por eso, en los hechos, a partir del cierre preventivo ordenado por la gobernación de Axel Kicillof la Argentina perdió su principal plataforma de exportación para evacuar hacia el Atlántico el crudo extraído en Vaca Muerta. En lo inmediato, la decisión afecta a productores de Neuquén como Pluspetrol, Vista, Tecpetrol, ExxonMobil, Chevron y Shell, entre otros.

Reparación

Técnicos de OTE están abocados a la reparación in situ de la boya Punta Cigüeña, lo que implica soldar una válvula de acero inoxidable con capacidad para operar a una presión atmosférica de 63 bar (extrañamente, el dispositivo se dañó cuando trabajaba a una presión de 4,9 bar). La intención es que la reparación esté concluida este jueves. Está previsto que un experto de RINA, una sociedad internacional de clasificación de buques, certifique la calidad de los trabajos realizados.

A su vez, la Secretaría de Energía enviará mañana inspectores a la terminal para analizar la reparación y avalar los informes digitales que OTE presentará este viernes. Una vez cumplido ese proceso, el Ministerio de Ambiente bonaerense deberá definir si levanta la clausura de la terminal o requiere alguna medida adicional

El primer incidente en las instalaciones de OTE, que se produjo por la falla de la conexión entre la última válvula submarina de la boya Punta Ancla y la cañería rígida de la terminal, provocó el derrame de menos de 1 metro cúbico (m3) de petróleo. Según los parámetros internacionales, fue categorizado como un incidente menor de tipo TIR 1, asignada a las fugas de menos de 7 m3 de hidrocarburo.

Allegados a OTE, cuya terminal se encuentra lindera a la Reserva Natural Provincial Bahía Blanca, Bahía Falsa y Bahía Verde, que protege uno de los sistemas de islas, canales de marea, intermareales fangosos y marismas más importantes del litoral argentino, destacaron las tareas de guardaparques y técnicos de la provincia de Buenos Aires. Hasta el momento, no se reportó que haya fauna afectada por la pérdida marítima de hidrocarburos. La intención es que la boya Punta Ancla vuelva a estar operativa en febrero, para lo cual se precisará del soporte de una grúa de gran porte que recién estará arribando a la zona de Bahía Blanca a fines de enero.

Impacto en combustibles

Desde la óptica de la Secretaría de Energía, la preocupación es reactivar lo antes posible la operatoria de la terminal de Oiltanking Ebytem, que es crítica para para el sistema de refinación de combustibles del país. La planta de OTE no sólo es el único punto de salida de cargamentos de exportación de petróleo de Neuquén hacia el Atlántico —con las dos boyas activas se podrían exportar 7 buques por mes, pero con la reparación de Punta Cigüeña el objetivo es despachar cinco cargamentos de crudo Medanito cada 30 días—, sino que además es clave para abastecer de crudo pesado (Escalante y Cañadón Seco) a las tres principales refinerías del país (Ensenada de YPF; Dock Sud de Raízen; y Campana de Axion Energy).

Con OTE fuera de servicio, las terminales marítimas de Termap, que envía buques petrolíferos desde boyas ubicadas frente a las costas de Chubut y Santa Cruz hasta Puerto Rosales, también está complicada. Por eso, la expectativa del gobierno nacional es que la planta de OTE esté nuevamente en marcha durante la semana que viene. “Hoy por hoy, es el tema más urgente que tenemos en agenda”, señalaron allegados al área energética del Ejecutivo.

Las refinerías tienen capacidad de almacenaje y autonomía para bancar algunos días sin suministro de crudo, pero si la clausura se extiende en el tiempo podría generar problemas de abastecimiento de combustibles.

La boya Punta Cigüeña tiene capacidad para despachar 106.000 toneladas de porte bruto o peso muerto (DWT, dead-weight tonnage en la jerga marítima), mientras que Punta Ancla puede despachar otras 70.000 toneladas. Oiltanking está llevando adelante un proyecto de ampliación de su terminal de Puerto Rosales para despachar más petróleo producido en Vaca Muerta.

, Nicolas Gandini

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La producción de la industria Química y Petroquímica presentó un crecimiento del 5%

El informe mensual realizado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) sobre el panorama sectorial destacó que durante noviembre de 2023 la producción presentó un crecimiento del 5% respecto al mismo mes del año anterior, favorecido por los productos finales agroquímicos y básicos orgánicos. Respecto a octubre 2023, se observa una caída del 1%, afectada por una menor producción en todos los subsectores, a excepción de los productos finales agroquímicos. Las empresas manifestaron paradas de planta programadas y falta de materias primas que harían subir en mayor proporción la producción. Por su parte, el acumulado del año se incrementó un 3%.

El relevamiento de la CIQyP® marcó que las ventas locales crecieron un 3% respecto al pasado octubre, como consecuencia de mayores volúmenes y precios de los productos finales termoplásticos y finales agroquímicos. La variación interanual también muestra un incremento del 20%. No obstante, el acumulado del año se mantiene a la baja, con un valor negativo del 7%.

A su vez, el Informe de la Cámara resaltó que las exportaciones, durante noviembre 2023, siguen con fuertes bajas en sus tres variables analizadas (15% intermensual, 42% interanual y 28% en el acumulado), cuyos subsectores más afectados fueron los productos básicos orgánicos y finales agroquímicos.

Otros resultados

La reseña llevada adelante por la CIQyP® destaca que el sector de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), sólo logró valor positivo del 7% en el acumulado del año de las ventas locales; mientras que mostró bajas de 11% intermensual y 12% interanual. Todas las demás variables fueron negativas: las exportaciones (1% intermensual, 3% interanual y 35% en el acumulado); y la producción (7% intermensual, 33% interanual y 14% en el acumulado).

Durante noviembre 2023, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 8% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones positivas del 3% en las importaciones y negativas del 4% en las exportaciones.

En tanto, la capacidad instalada de las industrias que aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante noviembre 2023 tuvo un uso promedio del 55% para los productos básicos e intermedios y del 90% para los productos petroquímicos.

En síntesis, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante noviembre del 2023, fueron de 471 millones de dólares, acumulando un total de US$ 4.713 millones en los once meses de ese año.

En referencia a los parámetros que se marcan en el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), señaló que “la actividad del sector sigue la misma dinámica de la industria argentina como un todo, con una desaceleración en las exportaciones».

«Este mes en particular sigue afectando la baja aprobación de importaciones por decisiones de administración del comercio por parte del gobierno, afectando al normal suministro de la cadena de valor”, destacó el ejecutivo.

, Redaccion EconoJournal

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La petrolera PAE aportará dos millones de dólares para las becas de Neuquén

La empresa Pan American Energy (PAE) aportará un millón de dólares por año, durante dos años, al financiamiento del Plan Provincial Redistribuir Oportunidades, Becas Gregorio Álvarez, que puso en marcha el gobierno de la provincia del Neuquén. El compromiso fue firmado este martes por el gobernador Rolando Figueroa y el apoderado de la compañía petrolera, Rodolfo Berisso. Por la magnitud de la suma, se trata del primer aportante privado nivel platino.

El programa educativo está destinado tanto a garantizar la igualdad de oportunidades en todo el territorio, como a asegurar la formación de niños, adolescentes y jóvenes de entre 4 y 35 años, e incluirá también un sistema de tutorías para garantizar la permanencia en los aulas y permitir que los jóvenes se inserten luego en el mercado laboral.

En total se otorgarán 10 mil becas, con aportes anuales o mensuales con diferentes metodologías según el nivel educativo, Además, habrá aportes extraordinarios para aquellos que estudien carreras estratégicas para el desarrollo de Neuquén y no tengan más alternativa que cursar en otra provincia o en una institución privada. En esos casos, se podría contemplar el pago de un alquiler o de una cuota mensual al centro de estudios.

“Para nosotros es un gusto haber avanzado en este nuevo paso en el programa de becas que estamos llevando adelante”, sostuvo el gobernador tras la firma del convenio con PAE. Y destacó que “no sólo es la primera aportante platino, sino que además ha participado en el armado de este programa de becas”.

“Nosotros siempre decimos que no existe un proyecto económicamente rentable, si no existe sustentabilidad social; y la sustentabilidad social permanece en tanto y en cuanto a la educación la podamos fortalecer”, sostuvo Figueroa. Y agregó que “PAE nos ha dado una muestra de que está muy comprometida con nuestra provincia”, porque se trata de “una empresa cuyo compromiso va mucho más allá de la extracción”. “Estamos muy agradecidos y, por supuesto, muy contentos de poder concretar los sueños de miles de neuquinos, que ahora van a poder estudiar”, concluyó.

El Group CEO de PAE, Marcos Bulgheroni, envió un mensaje donde afirmó que: “Celebramos y acompañamos con satisfacción la iniciativa del gobernador para desarrollar un plan de apoyo integral a la educación en la provincia de Neuquén. Desde hace más de 20 años, en PAE venimos implementando programas que fomentan la educación inclusiva y equitativa, con el objetivo de promover oportunidades de aprendizaje para que nuestros jóvenes puedan acceder a empleos de calidad”.

También participaron del encuentro, el ministro Jefe de Gabinete de la Provincia del Neuquén, Juan Luis Ousset; y por PAE el Upstream Managing Director Fausto Caretta, el vicepresidente corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici y el gerente ejecutivo de Relaciones Institucionales, Gastón Malbos.

El programa se financia con aporte del Estado y de empresas que operan en Vaca Muerta, una de ellas la estatal neuquina Gas y Petróleo de Neuquén (GyP). Los aportantes platino son los que contribuyen con un millón de dólares; los de oro los que aportan 750 mil dólares; los de plata a partir de 500 mil dólares; y los de bronce los que colaboran con 250 mil dólares.

En las últimas semanas, el gobierno de la provincia mantuvo reuniones para avanzar en nuevos detalles del programa de becas. Entre otras gestiones, se articuló con la Universidad Nacional del Comahue (UNCo), una de las casas de estudio que recibirán a los estudiantes becados.

Cabe destacar que el 24 de enero comenzarán las inscripciones al plan provincial de becas, que beneficiará a 10 mil personas en su período inicial. Los interesados pueden ver requisitos y podrán anotarse a través de la página oficial.

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Presa Potrerillos: abrirán las compuertas del descargador de fondo para bajar el nivel del embalse

Con motivo de haber alcanzado prácticamente su cota máxima de llenado y ante la necesidad de tener que desembalsar el dique Potrerillos, la Dirección de Hidraúlica coordinará los trabajos de apertura de las compuertas del descargador de fondo (DDF). La maniobra se realizará el jueves 18 de enero a partir de las 8.

Esta nueva maniobra tiene como objetivo bajar el nivel de embalse de presa, para garantizar un correcto funcionamiento del sistema de seguridad. Los trabajos se realizarán por intervalos de 15 minutos, con caudales crecientes, en escalones de 50 m3/s, hasta un caudal máximo de 250 m3/s.

Además, cabe destacar que el caudal turbinado desde la Central Hidroeléctrica Álvarez Condarco se reducirá a 15 m3/s durante la apertura del DDF, por lo que el caudal erogado por el río desde este punto hacia aguas abajo será de 265 m3/s.

En cuanto a los tiempos de llegada de la onda de crecida, se han estimado para dos sectores del río (frente a CH Cacheuta y frente a CH Á. Condarco). Corresponden a 25 minutos desde la presa para la llegada del agua frente a la CH Cacheuta y 55 minutos desde la presa para la llegada del agua frente a la CH Condarco. Cabe destacar que estos tiempos son meramente estimativos y pueden variar en función de las condiciones de escurrimiento del lecho del río al realizar la maniobra.

Además, estas tareas estarán supervisadas por la inspección Fase II de Potrerillos y por la empresa concesionaria CEMPPSA. Durante esta jornada, se solicita a la población tener máxima precaución y no instalarse en las riberas del río Mendoza.

Qué es el descargador de fondo

Es un componente principal que tiene el dique Potrerillos y está diseñado para permitir el vaciado rápido del embalse, desde su nivel máximo hasta la mitad de la altura, en un tiempo máximo de 10 días.

Además, puede desalojar sedimentos en suspensión cuando se detecten avenidas de agua barrosa, para evitar el asentamiento y consolidación en el sector aguas arriba de la embocadura y así prevenir la obstrucción.

También permite abastecer las demandas de agua urbana y riego, en caso de salir de servicio el sistema de aducción. Por esta razón, es fundamental garantizar la operatividad de este elemento y realizar las tareas de mantenimiento.

El DDF está constituido por dos compuertas radiales de 2,5 m de ancho y 4,10 m de altura cada una, aptas para la regulación del caudal de descarga. Estas dos compuertas del tipo sector o radial forman, junto a la válvula Howell-Bunger, el mecanismo regulador del caudal erogado a través del descargador de fondo. Garantizan la disponibilidad del caudal necesario para cubrir la demanda urbana y de riego.

En caso de emergencia, y con el objeto de reducir drásticamente la presión hidrostática sobre la presa, las dos compuertas totalmente abiertas permiten la bajada rápida del nivel del embalse.

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Por el aumento de los combustibles, crece la conversión a GNC

Los combustibles subieron un 110% en poco más de un mes tras la desregulación de precios que convalidó el Gobierno que conduce Javier Milei y en ese marco cada vez más automovilistas se inclinan por el tubo de Gas Natural Comprimido (GNC).

Los talleres que se dedican a la colocación de equipos recibieron un aluvión de consultas en los últimos días y pronostican un fuerte crecimiento en las conversiones para los próximos meses.

Instalar un equipo ronda los $950.000 y, si bien la inversión se “recupera” en menos de un año con el ahorro (dependiendo del uso), la falta de financiación y los límites en las tarjetas de crédito pueden suponer un tope al nivel de conversiones.

En quince días en el país, de acuerdo al registro del Enargas, unos 3261 vehículos pasaron a contar con GNC, y de ese total 1860, un 57%, se hizo en la provincia de Buenos Aires.

Si se toman los datos de todo el mes de enero de 2023, allí hubo 4.819 conversiones (2.503 en el territorio bonaerense), un ritmo claramente menor que lo que se ve en el arranque de este año.

El promedio histórico marca que Argentina tiene 12.000 conversiones mensuales, pero el año pasado fueron apenas 5.000. Pero frente a la crisis económica, desde el sector esperan en los próximos meses llegar al menos a las 10.000 conversiones al mes.

Cae el consumo de las naftas

El miércoles 3 de enero los combustibles aumentaron en promedio un 27%, y se sumaron así a los dos incrementos que la nafta había tenido en diciembre: aproximadamente de un 30% el 8 y entre el 30 y el 37% el 13, luego de la devaluación oficial.

Así, el precio de nafta súper de YPF en la Ciudad de Buenos Aires se ubicó en torno a los $700 y acumuló un alza del 125% desde noviembre. La premium, por su parte, pasó a valer $868 y subió 119% desde noviembre.

Desde entonces, según publicó el sitio especializado Econojournal, algunas petroleras privadas tuvieron una caída de casi el 10% en las ventas durante en diciembre, en la comparación frente al mismo mes del año anterior.

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Gobernadores de diez provincias petroleras pidieron cambios en la ley “Bases”

La conocida como “Junta de Gobernadores” de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi) se reunió este miércoles en la ciudad de Buenos Aires y pidió cambios en los artículos vinculados a la producción de hidrocarburos en la ley “Bases y Puntos de partida para la Libertad de los Argentinos“, que se analiza en un plenario de comisiones en la Cámara de Diputados.

En un comunicado de siete páginas, firmado por los gobernadores y representantes de las provincias de Chubut, Formosa, Jujuy, La Pampa, Mendoza, Neuquén, Río Negro, Salta, Santa Cruz y Tierra del Fuego, los mandatarios provinciales ratificaron “la defensa del dominio originario de las provincias sobre los recursos hidrocarburíferos situados en nuestros territorios y las facultades de administración sobre los mismos”.

Los gobernadores afirmaron en el documento que comparten “aquellos aspectos que buscan lograr un marco jurídico para la actividad hidrocarburífera”.

Solicitaron al Gobierno nacional que “propicie un ámbito deliberativo, real y oportuno, para analizar en profundidad las adecuaciones propuestas que modifican de manera sustancial el régimen actual”.

Agregaron, en este sentido, que “rechazan” del proyecto de ley “todos aquellos artículos que impliquen o puedan interpretarse como un menoscabo o limitación a las facultades de administración de las provincias hidrocarburíferas”.

Además señalaron que debe respetarse “el dominio originario sobre nuestros recursos naturales, consagrado en el artículo 124 de la Constitución Nacional y la ley 26.197″.

Afirmaron que la norma debe contemplar “no solo la sustentabilidad económica de los inversores, sino también la sustentabilidad social y ambiental de las poblaciones y las regiones donde se desarrolla esta actividad”.

Los gobernadores remarcaron en el documento que los proyectos de explotación en materia de hidrocarburos deben contemplar “el objetivo de maximizar el beneficio tanto de las jurisdicciones que detentamos el dominio originario de los recursos naturales como de los inversores que buscan generar actividad, empleo y producción en el sector”.

Algunos puntos en cuestión

Al detallar algunos de los puntos de la ley con los que no están de acuerdo, los mandatarios de provincias petroleras remarcaron: “Manifestamos nuestro total desacuerdo con la derogación propuesta del artículo 32 de la ley 17.319, toda vez que el mismo constituye una herramienta fundamental de las autoridades de aplicación de las provincias”.

En el extenso comunicado, los gobernadores también marcaron diferencias en lo vinculado con las regulaciones ambientales de las explotaciones de hidrocaburos, el régimen de incentivo para grandes inversiones y reivindican el rol de empresas estatales provinciales de hidrocarburos.

Asimismo, reiteraron que las provincias podrían hacerse cargo de las explotaciones petroleras consideradas “no estratégicas”.

En este sentido, explicaron que en “aquellas áreas maduras de explotación convencional que no sean de interés estratégico” se deberán “arbitrar los procesos de cesión y/o reversión de las mismas hacia las provincias”.

Los gobernadores señalaron que están dispuestos a “participar en los ámbitos legislativos pertinentes para realizar todos los aportes necesarios”. Y aseguraron que elevarán una “propuesta de texto normativo para su consideración”.

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Suspenden a la petrolera que opera en Puerto Rosales donde se registró un nuevo derrame de crudo

El Ministerio de Ambiente de la provincia Buenos Aires suspendió preventivamente la operatoria de la petrolera Oiltanking Ebytem S.A., tras un nuevo derrame de hidrocarburos en una monoboya de esta compañía que opera en Puerto Rosales, situado en el partido de Punta alta.

En un comunicado se indicó que además de suspenderse las actividades, se solicitó de manera urgente que la Secretaría de Energía de Nación, el organismo habilitante de la actividad de la empresa, que revise la operatoria y asegure que está en condiciones de seguir trabajando.

Esta mañana se informó que, tras el episodio del pasado 26 de diciembre, se produjo un nuevo derrame pasadas las 4 en la segunda monoboya que opera la empresa ubicada en la zona conocida como Punta Cigüeña, en el canal de acceso a la ría de Bahía Blanca.

“La Provincia está presente en el sitio y se están llevando adelante todas las acciones para que el evento tenga el menor impacto posible en nuestros bienes comunes naturales y en la vida de las y los bonaerenses”, se detalló.

Además, se afirmó que se está trabajando en coordinación con Prefectura Naval, la autoridad competente, quien activó el Sistema Nacional de Preparación y Lucha contra la Contaminación por Hidrocarburos y otras Sustancias Nocivas y Sustancias Potencialmente Peligrosas (Planacon).

Desde el Ministerio, que conduce Daniela Vilar, también se resaltó que hay comunicación permanente con el intendente de Bahía Blanca, Federico Susbielles; con Rodrigo Aristimuño, jefe comunal de Coronel Rosales; autoridades del Puerto y actores sociales de la zona.

En diciembre pasado, cuando se detectó el derrame que afectó parte de la Reserva Bahía Blanca, Bahía Falsa y Bahía Verde, el Ministerio de Ambiente suspendió la operación de la monoboya que ocasionó la pérdida, se intimó a Oiltanking a presentar el Plan de Contingencia y el Plan de Remediación con carácter de urgencia y se aplicaron sanciones por el incumplimiento de la Ley 11.723, artículo 3, inciso B y de la Ley 10.907 de protección de Reservas Naturales.

Además, la Autoridad del Agua sancionó a la empresa por infracción del artículo 103 de la Ley 12.257, aplicando la multa máxima que puede emitir el organismo.

“La Provincia seguirá actuando acorde a sus competencias de cuidado y preservación de los bienes comunes naturales una vez ocurrido el evento e instando a las autoridades nacionales a investigar lo sucedido y controlar la operativa de la empresa”, se indicó.

El biólogo y director de la Estación de Rescate Fauna Marina Guillermo “Indio” Fidalgo, Pablo Petracci, explicó esta mañana a Télam que “fue una falla en la segunda monoboya, porque la anterior la Punta Ancla estaba en reparaciones por lo del 26 de diciembre”.

Petracci dijo que en este caso se trató de la monoboya “Punta Cigüeña falló un bulón, entre comillas, que ocasionó un derrame sobre la monoboya y al agua”.

“A las 5.30 se activó el Plan de Contingencias para Derrame de Hidrocarburos en el Agua (Planacon) pero estamos hablando de un segundo derrame a días del primero”, agregó.

El biólogo sostuvo que la empresa petrolera “por el momento no informó volúmenes, nosotros por la neblina de la mañana no sabemos cuánto habría caído”.

Según indicó tras este nuevo episodio y en el marco del Planacon, seis embarcaciones se encontraban trabajando en el lugar.

“Para mí acá hay cosas que están fallando por falta de mantenimiento, de sensores, por lo que la empresa tiene que dar sus explicaciones”, afirmó.

Según se indicó la anterior situación ocurrió en una monoboya ubicada en Punta Ancla, aguas afueras de Puerto Rosales mientras que en este caso la de Punta Cigüeña se encuentra aguas adentro, más cerca de Puerto Rosales e Ingeniero White.

“Estas monoboyas son utilizadas para que los buques carguen y descarguen crudo y en este caso estaban cargando en el buque San Matías I”, agregó el director de la Estación de Rescate.

El biólogo comentó que fueron alertados por distintas personas sobre la situación donde se observaron fotografías sobre el derrame del crudo.

Por su parte la petrolera informó que a las 5:30 se activó el (Planacon) mediante aviso a Prefectura Naval Argentina (PNA), Distrito Bahía Blanca.

“Esto ocurrió luego de que, tal como se informara a las autoridades, durante la operación de descarga del buque tanque “San Matías”, un elemento de medición de presión presentara una falla; lo que generó un derrame de hidrocarburo”, indicó la firma.

En ese contexto se sostuvo que “percibida la fuga, la que fue observada por personal de Oiltanking a bordo, se dispuso la inmediata interrupción de la operación”.

“Por otra parte, se realizaron trabajos de contención y control de la mancha por medio de barreras y booms absorbentes, a cargo de la empresa contratista Cintra, lo que contuvo todo el derrame registrado”, afirmó el parte de prensa.

La empresa señaló que “no obstante esto, y para despejar dudas, ya hay embarcaciones verificando la existencia de pequeños rastros de material eventualmente desprendido de la mancha principal”.

“Al momento Prefectura Naval Argentina ya inspeccionó la monoboya y adicionalmente, se encuentran presentes en la Terminal de la empresa autoridades del Ministerio de Ambiente y de Autoridad del Agua de la Provincia de Buenos Aires, siguiendo la contención del derrame ocurrido hoy”, puntualizó.

Por su parte el abogado de los pescadores artesanales de Bahía Blanca, Lucas Beier, dijo que tras el primer derrame ocurrido en diciembre hizo “una denuncia ante la Justicia Federal por lo que todavía no se resolvió nada”.

“En el escrito además estuvo acompañado de imágenes y videos de un pescador artesanal donde se observaba el derrame”, expresó.

Beier comentó que en 2011 se había radicado otra denuncia por contaminación en el estuario de Bahía Blanca la que “se encuentra en trámite y está vinculada por efluentes en el Polo Petroquímico en el que también está denunciado Oiltanking”.

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Confirman un nuevo derrame de petróleo en la ría de Bahía Blanca

Un nuevo derrame de petróleo en el estuario de Bahía Blanca y Coronel Rosales se produjo esta semana y encendió la alarma. El hecho sucedió a las 4 de la mañana del martes en una monoboya ubicada en la zona de Punta Cigüeña y al igual que el 26 de diciembre, la empresa responsable es OilTanking, que opera en Puerto Rosales.

Según la petrolera, esta vez se actuó con mayor celeridad para contener la fuga, que se detectó a las 5:30, durante la operación de descarga del buque tanque “San Matías”, por lo que “se activó el Plan de Contingencias para Derrames de Hidrocarburos en el Agua (Plancon) mediante aviso a Prefectura Naval Argentina (PNA), Distrito Bahía Blanca”.

“Percibida la fuga, la que fue observada por personal de Oiltanking a bordo, se dispuso la inmediata interrupción de la operación”, señalaron desde la empresa.

De acuerdo con la información oficial, un elemento de medición de presión presentó una falla, lo que generó una fuga que fue observada por personal de la empresa a bordo y que obligó a trabajos de “contención, control y retirado total de la mancha”.

“Al momento, Prefectura Naval Argentina ya inspeccionó la monoboya. Adicionalmente, se encuentran presentes en la terminal de la empresa autoridades del ministerio de Ambiente y de Autoridad del Agua de la provincia de Buenos Aires, siguiendo la contención del derrame ocurrido hoy. Durante todo momento Oiltanking estuvo en contacto y a total disposición de las autoridades, para informar sobre lo ocurrido”, completaron desde la empresa.

El anterior derrame fue el 27 de diciembre. En aquella oportunidad, se informó que el problema sucedió por una mala maniobra en el amarre de un buque.

Por ese derrame de diciembre, los Municipios de Bahía Blanca y Coronel Rosales presentaron una denuncia penal contra la firma Oiltanking Ebytem S.A. Terminal Marítima Puerto Rosales. Aseguran que la empresa no comunicó a tiempo el inconveniente ni activó debidamente el Plan de Contingencias previsto para estos casos.

Tras el primer episodio, la compañía (que opera un oleoducto en esta región desde 2008) inició un plan de remediación auditado por el Ministerio de Ambiente de la Provincia de Buenos Aires.

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Estudiante cordobés crea generador de energía ecológico y portátil con múltiples métodos de carga

Alexis Tapia, un estudiante avanzado de arquitectura de la Universidad Nacional de Córdoba (UNC), diseñó un novedoso generador eléctrico que reduce la huella de carbono, puede recargarse con energía eléctrica convencional, solar o cinética por el desplazamiento de un automóvil, como un modo de solucionar la problemática de los cortes de luz domiciliarios.

Tapia, de 35 años, aspira a conseguir el apoyo económico de empresas privadas o del sector público para comenzar a producir en serie y comercializar el aparato, que describe como diferente a otros generadores por la “multiplicidad de los métodos de carga” que posee su desarrollo.

“La idea surgió básicamente, de la problemática que tenemos en las grandes ciudades por los cortes de luz ya sea por sobrecarga del sistema o alguna inclemencia climática”, dijo a Télam el estudiante oriundo de la localidad de Río Segundo.

Tapia tuvo la idea tras sufrir reiterados cortes de energía en su ciudad natal, distante 40 kilómetros al este de Córdoba capital, e incluso deslizó una propuesta como posible solución al servicio que brinda la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC).

“EPEC brinda un servicio que calificaría como bueno, ni muy bueno ni excelente. Tiene ciertas complejidades que se podrían simplificar, como por ejemplo cambiar las redes aéreas de cables, que es donde se producen las fallas, porque una tormenta te corta un cable y se terminó el circuito. Podrían usar otro tipo de infraestructura como llevarlos -a los cables- de manera subterránea”, puntualizó.

Pensó también que la empresa de energía brinde al usuario “este tipo de aparatología, panales solares o acumuladores, y que se lo den a consignación para poder sortear los momentos de deficiencia del servicio habitual”.

Tapia destacó “la posibilidad de hacerlo portátil para transportar energía, aprovechando las energías alternativas que disponemos como la solar, que la podemos obtener en cualquier lugar donde estemos, no hace falta nada complejo, y de esa combinación surge el proyecto”.

“Tiene varios sistema de carga, se adapta a cualquier fuente de energía, básicamente ha sido creado con la idea de obtener energía del sol o de forma eólica, también se puede conectar a la red tradicional y retroalimentarse”, destacó.

Y como punto distintivo, explicó que “uno de los sistemas novedosos es que le diseñé un circuito eléctrico que se puede conectar en cualquier vehículo, no importa el modelo ni la marca, obtener energía cinética en movimiento cuando se desplaza de un lugar a otro, el aparato va absorbiendo energía y la almacena en su interior, te desplazás de un lugar a otro, llegás a destino, sacás el aparato, lo conectás a tu casa y usás esa energía que obtuviste del movimiento del auto”.

También valoró que la carga puede mantenerse acumulada en el interior el tiempo que se desee, “no es como un generador tradicional que necesita ser usado periódicamente. Podés cargarlo hoy y se puede usar dentro de un mes”, indicó.

El equipo pesa, aproximadamente, unos 30 kilos, y en tamaño es similar al de un tacho de pintura de 20 litros. Tapia destacó que el producto es inédito porque “generadores existen varios, solares también, pero ninguno tiene multiplicidad de carga”.

Tras participar en la Expo Innova de la Universidad Nacional de Córdoba (UNC), Tapia vendió generadores de manera individual, los que fueron adquiridos por productores rurales para sus campos, para comercios o casas de familia, destacando que los comentarios de los clientes “fueron todos altamente positivos”.

La idea es conseguir aportes económicos, privados o públicos, para fabricar una serie y comercializarlos, destacó.

Tapia referenció que los generadores “pueden paliar alguna situación, como por ejemplo el temporal que afectó hace algunas semanas a la provincia de Buenos Aires, donde muchos barrios estuvieron sin electricidad, donde este aparato podría haberse utilizado”.

“Si en una casa hay paneles solares que producen energía renovable, el aparato que inventé se conecta a la red de electricidad de esa vivienda y se retroalimenta. Cuando se desenchufa y se lleva, por ejemplo, a una casa de campo, se conecta a esa red y aporta la energía almacenada. Es como si se le sacara sangre a una persona para darle a otra”, ejemplificó el joven emprendedor.

Al ser bidireccional, se puede alimentar de un sistema de energía eléctrica convencional, no renovable. El generador fue creado con un dispositivo que se adapta a cada tablero. También previene desperfectos de aparatos eléctricos por baja de tensión.

En el caso de un auto, se conecta a la toma de 12 voltios. El estudiante destacó, por ejemplo, que un viaje de una hora, circulando entre 80 a 100 km/h puede generar entre 30 a 45 minutos de energía gratis para una vivienda.

Tapia aseguró que su equipo reduce el consumo de energía convencional no renovable y permite obtener un rédito de la contaminación que genera un vehículo.

“Un auto que funciona a combustible genera emisiones y despide dióxido de carbono. Mediante la utilización de este aparato, se puede obtener la energía que almacenó el generador. No evita la contaminación, pero queda una ganancia”, concluyó.

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Proveen energía con hidrógeno verde a laboratorio y estudian utilizarlo para bases de la Antártida

Un módulo experimental diseñado y desarrollado por investigadores argentinos para la producción de hidrógeno verde será instalado este verano en la Base Esperanza, al norte de la Península Antártica, para abastecer de energía un laboratorio y comprobar las capacidades de esa tecnología para brindar electricidad proveniente de fuentes renovables a las bases argentinas en el continente blanco.

Toda la energía eléctrica para el funcionamiento y la calefacción de las bases antárticas argentinas hoy se produce a través de generadores que necesitan que cada verano cada una de las bases reciba cerca de 100.000 litros de gasoil antártico; si este módulo experimental comprueba su eficacia podría convertirse en una herramienta para reducir esos niveles de consumo, además de reducir los volúmenes de combustible que son necesarios trasladar en buques y aeronaves cada verano.

El laboratorio consiste en un sistema que incluye un aerogenerador y paneles solares que generan electricidad aprovechando la cantidad de horas de sol que hay en la Antártida durante el verano y los vientos que soplan durante todo el año. Esa electricidad será empleada para suministrar energía a un dispositivo de electrólisis de agua para iniciar la producción de hidrógeno verde y adicionalmente, el exceso se utilizará para abastecer de energía eléctrica a un laboratorio científico contiguo. De esta manera, el laboratorio se alimenta y produce energía verde.

Este dispositivo es de tecnología alcalina y cerca del 95 por ciento de sus componentes son construidos por personal del Instituto de Investigaciones Científicas y Técnicas para la Defensa (Citedef) que desde el 2008 viene trabajando en la obtención de hidrógeno por electrólisis del agua.

El proyecto de Hidrógeno verde se encuentra enmarcado en el “Laboratorio de Energías Renovables Autosustentable con producción de Hidrógeno Verde”, que está conformado por un equipo interdisciplinario de ingenieros, licenciados y técnicos de la Dirección General de Investigación y Desarrollo del Ejército Argentino (DIGID-EA), del Citedef, del Comando Conjunto Antártico (CoCoAntar) y de la empresa privada Dynterra que dona el aerogenerador de eje vertical integrado al sistema.

La iniciativa surgió en el marco del Programa de Investigación y Desarrollo para la Defensa (Piddef) del Ministerio de Defensa como continuidad de un proyecto inicial que tenía por objetivo la construcción de un dispositivo de electrólisis para la producción de hidrógeno haciendo uso del exceso de recursos renovables disponibles.

La licenciada en Química María José Lavorante dirige en el Citedef la parte del proyecto relacionada con la obtención de hidrógeno verde a partir de la electrólisis del agua, y en diálogo con Télam afirmó que “de alguna manera eso sentó las bases de este nuevo proyecto, cuyos objetivos plantean la construcción y puesta en funcionamiento de un laboratorio autosustentable, cuyo excedente de energía, será empleado para producir hidrógeno bajo en emisiones; para ello, se diseñará, construirá y caracterizará un dispositivo de electrólisis lo que permitirá pasar de un Nivel de Madurez Tecnológica 4 a 5 que es la validación de componentes y/o disposición de los mismos en un entorno relevante como es la Antártida”.

La investigadora precisó que “el aprovechamiento de los recursos renovables está a cargo de personal perteneciente a la Dirección General de Investigación y Desarrollo del Ejército, pero se trabaja como una unidad en todo momento, como es el caso del diseño del laboratorio en donde se ubicarán los diferentes equipos”.

“El volumen de hidrógeno que se obtiene hasta el momento, para que se den una idea, permite poner en funcionamiento una pila a combustible comercial de 500 W; la ventaja que tiene este tipo de dispositivo es su carácter modular que permite conectar varias celdas (módulos) en serie o paralelo e incrementar así, la producción de hidrógeno. Hay que tener en cuenta que constructivamente no es un tema menor y que debe irse ganando experiencia”, apuntó.

Respecto de la experiencia del Citedef en el desarrollo de tecnologías vinculadas al Hidrógeno verde, Lavorante contó que “desde aproximadamente el 2008 esteInstituto viene trabajando en la obtención de hidrógeno por electrólisis del agua, en sus inicios se abocó a la mejora del desempeño de alguno de sus componentes empleando materiales de menor costo que los que se utilizan habitualmente para luego pasar al diseño, construcción y evaluación de distintas celdas de electrólisis”.

“Desde el 2011, también trabaja en la obtención de bio-hidrógeno, otra forma de hidrógeno de bajas emisiones que se obtiene a partir de biomasa y por medio del empleo de microorganismos. Se pensó en diseñar una celda robusta, simple, con materiales accesibles y que se conociera muy bien su funcionamiento”, añadió.

La científica destacó que “aunque participan varios organismos y cada uno tiene un rol específico se trabaja como un bloque para alcanzar una meta en común que es la instalación, puesta en funcionamiento y evaluación del laboratorio autosustentable; así se podrá estudiar la potencialidad de producir hidrógeno de bajas emisiones a través de la electrólisis del agua, haciendo uso de los recursos renovables disponibles en la Antártida”.

“De cada grupo va a viajar uno o más responsables para llevar a cabo la instalación adecuada de todos los componentes del sistema, además hay un grupo de tres integrantes destinados a esta Campaña Antártica, que ya han recibido una capacitación teórico-práctica referente al hidrógeno, la obtención por electrólisis y aspectos importantes relacionados con la seguridad, quienes han aprendido a manipular el sistema y a posibles cuestiones que se pueden presentar en un curso brindado por integrantes del Citedef”, indicó.

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Petro propone compensar a Venezuela y Guyana para dejar bajo suelo el petróleo del Esequibo

El presidente de Colombia, Gustavo Petro, propuso hoy “compensar” a Venezuela y Guyana para que “no salga” el petróleo que los yacimientos de la región del Esequibo, en disputa entre ambos países, lo que podría aportar además al fin del litigio, ante el riesgo de “un conflicto militar” en la zona.

“Compensar a Guyana y a Venezuela para que ese petróleo que está debajo de la selva amazónica en el territorio del Esequibo no salga. Lo está haciendo el mundo. ¿Es posible plantearlo a Inglaterra y a Estados Unidos? Estados Unidos ha planteado el bloqueo de Venezuela, la posibilidad militar de conflicto en el Esequibo. Guyana, aliado con Reino Unido, está en lo mismo”, advirtió Petro en un encuentro sobre la protección de la Amazonía.

En la ciudad suiza de Davos, donde participa del Foro Económico Mundial, el mandatario renovó de esa manera su propuesta -ya lanzada en varios ámbitos- de pagar para que no se exploten yacimientos petroleros como forma de proteger el ambiente.

“Lo que hay que plantearse no es quién es propietaria del Esequibo, sino que no salga el petróleo”, remarcó Petro, que insistió en que la crisis climática es la “madre de los problemas”.

Para el jefe del Palacio de Nariño, “si ese petróleo sale, la lucha contra la crisis climática prácticamente se vuelve un discurso inocuo”.

Según la emisora Blu Radio y el sitio de la revista Semana, el presidente admitió que esa nueva mirada “implica cambios políticos indudablemente profundos, transformaciones de la sociedad y su concepción” y subrayó que “se tienen que realizar no solamente a partir del discurso sino en la práctica misma”.

Petro presentó una serie de propuestas para poder avanzar en esta nueva dirección, como una transición energética justa que permita la eliminación progresiva de los combustibles fósiles, invertir en energías renovables y proteger los bosques y los ecosistemas naturales.

Venezuela y Guyana están en medio de una disputa por 160.000 kilómetros cuadrados de territorio al oeste del río Esequibo, una región rica en petróleo, minerales y biodiversidad que siempre estuvo bajo soberanía de Georgetown. La zona constituye dos tercios de la superficie total de Guyana y viven allí unas 125.000 personas.

El llamado Laudo Arbitral de París de 1899 fijó los límites marcados por Londres, a los que se aferra Guyana, su antigua colonia. A mitad del siglo XX se descubrió un supuesto arreglo político para influir en el voto de uno de los juristas en ese arbitraje, por lo que Venezuela reavivó la cuestión.

En 1966, en pleno contexto de descolonización y tres meses antes de la independencia de Guyana, Caracas y Londres firmaron el hoy vigente Acuerdo de Ginebra, que reconoce las demandas venezolanas.

Las tensiones crecieron tras las licitaciones petroleras iniciadas en septiembre por Guyana en aguas en disputa, que el gobierno guyanés les concedió a varias empresas en una zona rica en crudo.

Tras un referendo en diciembre, Caracas anunció que busca anexar la zona, darle nacionalidad a sus habitantes y hasta designó una suerte de gobernador a cargo.

Reino Unido, en apoyo a su antigua colonia, envió al lugar el buque HMS Trent, que ya estaba desplazado en el Caribe para una misión, que llegará el viernes “para una serie de compromisos rutinarios en la región”.

Y en respuesta, el presidente venezolano, Nicolás Maduro, lanzó hace varios días una serie de ejercicios militares para sus tropas, que contaron con 5.682 combatientes, frente a los límites de aguas en disputa con Guyana.

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Lula y Peña abrieron la discusión sobre las tarifas de Itaipú y se comprometieron a acordar

Los presidentes de Brasil y Paraguay, Luiz Inácio Lula Da Silva y Santiago Peña, se comprometieron hoy a resolver a través del diálogo, y encontrar una salida que conforme a ambos países, las diferencias que mantienen por la tarifa de la energía que genera la represa de Itaipú, tema central del encuentro que mantuvieron en Brasilia.

“Vamos a rediscutir la cuestión de las tarifas de Itaipú; tenemos diferencias, pero estamos dispuestos a encontrar una solución conjuntamente”, afirmó Lula.

“Brasil y Paraguay son campeones del mundo en generación de energía; tenemos que mirar al futuro, y soy muy ambicioso en lo que podemos conseguir”, afirmó, por su parte, Peña.

Fueron las declaraciones ante la prensa después de la charla que tuvieron en el Palacio de Itamaraty, en la que abordaron además posibles obras conjuntas de infraestructura, la marcha del Mercosur y la cuestión de la seguridad, un punto que desvela a ambos mandatarios.

Los dos países comparten Itaipú, una de las mayores represas del mundo, y el acuerdo establece que el excedente que cada nación no use para su propia demanda debe vendérselo al socio a un precio preferencial, por debajo del valor de mercado.

Brasil es el beneficiado de ese punto del entendimiento, porque Paraguay consume mucho menos de lo que la represa genera.

En abril del año pasado, el Gobierno brasileño anunció que el consejo de administración de Itaipú (con miembros brasileños y paraguayos) había aprobado que el kilovatio de energía se vendería a 16,71 dólares. Según fuentes paraguayas, Asunción busca volver a 20,23 dólares, el monto que cobraba en 2022.

Pero a fines de ese mes Peña ganó las elecciones, asumió en agosto y aseguró públicamente que intentaría aumentar el precio de la energía que se vende a Brasil.

El año pasado también venció el acuerdo que firmaron Brasilia y Asunción para construir y operar la central conjuntamente (50 años después de su construcción), por lo que hay que revisar las actuales condiciones, algo que Lula se comprometió a hacer “lo más rápido posible”.

Peña, por su parte, afirmó que el encuentro con su homólogo brasileño fue una conversación “abierta, sincera, con una visión constructiva” y elogió el liderazgo de Lula en Brasil, la región y el mundo.

Medios brasileños, entre ellos O Globo, señalaron que Lula fue enfático en su confianza en torno a la chance de un acuerdo y que anunció una nueva reunión “en los próximos días”. Las diferencias son centrales, porque por ellas Paraguay bloqueó el presupuesto de Itaipú, que incluye el pago a empleados y proveedores.

Lula juzgó que debería realizarse en Asunción una nueva ronda de negociaciones para una solución “definitiva”. “Le dije al presidente Santiago Peña que no es él quien tiene que venir a Brasil; es Brasil el que tiene que ir a Asunción para que sigamos las negociaciones para encontrar una solución definitiva”, declaró.

La de hoy fue la tercera reunión entre ambos, pero todas fueron en Brasil, aunque dos de ellas cuando Peña no había asumido todavía la jefatura del Estado. La renegociación de la tarifa está prevista en el llamado Anexo C del acuerdo, firmado en 1973.

Lula también destacó que los dos países pueden utilizar los recursos de Itaipú “para mejorar la calidad de vida” de los dos lados, y “establecer posibilidades para nuevas inversiones con el dinero recaudado con la venta de energía”.

Recebi o presidente do Paraguai, @SantiPenap, para tratar de pautas entre nossos países como obras de integração e Itaipu Binacional. Nossos países seguem trabalhando juntos.

@ricardostuckert pic.twitter.com/8LdgYpM4Kq

— Lula (@LulaOficial) January 15, 2024

“Hoy en Brasil iniciamos nuestras conversaciones para la revisión del anexo C del Tratado de Itaipú. Partimos de la base de que ambos países tenemos en común el objetivo de promover el desarrollo de nuestras naciones para beneficio de nuestra gente y apostaremos al diálogo para que, trabajando juntos, podamos lograrlo”, escribió Peña en su cuenta de la red X (antes Twitter).

Y agregó: “También acordamos con el presidente @LulaOficial un próximo encuentro en Asunción, para seguir discutiendo estos temas importantes para el futuro de nuestros países”.

Según la prensa oficial de Asunción, se habló también del avance del Puente de la integración, de la compleja situación de Ecuador y de la marcha del Mercosur, de la que Paraguay ostenta ahora la presidencia rotativa.

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Impsa comenzó traslado de un horno a YPF para mejorar calidad de combustibles y cuidado ambiental

La compañía Impsa comenzó el proceso de entrega de uno de los tres Hornos para el Proyecto NEC (Nueva Especificación de Combustibles) que está desarrollando para el Complejo Industrial Luján de Cuyo de YPF, y que forma parte de la expansión y modernización de la refinería ubicada en la provincia de Mendoza.

La empresa informó -en un comunicado- que una de las principales funciones de esta nueva planta será la de reducir el contenido de azufre de los combustibles, de la mano de la evolución tecnológica de los motores de combustión interna y en respeto a las normas ambientales.

A través de su empresa Transapelt, Impsa inició el sábado el traslado de lo que se conoce como Radiación, una de las cuatro piezas que componen el horno, que tiene una altura de 9,7 metros y un peso de 62 toneladas.

Las otras tres secciones de esta nueva generación de equipamiento para la industria de Oil & Gas se denominan Convectiva, Breeching y Chimenea, y se irán transportando en el transcurso de enero y febrero.

Este primer horno que se instalará en la refinería de YPF en Luján de Cuyo reemplazará a una unidad que había sido fabricada -también por Impsa- en 1984 y que tras 40 años de funcionamiento cumplió su vida útil.

Se trata de un horno de proceso tipo “Reactor Feed Heater” y su función principal es calentar un fluido calefactor que aporta calor en distintos procesos de una planta de tratamiento de hidrocarburos, explicó la compañía.

Los otros dos hornos que IMPSA está fabricando para YPF permitirán producir combustibles con bajo contenido de azufre, más limpios y de mejor calidad, y se enmarcan dentro de las obras de expansión y modernización que YPF está llevando adelante en su refinería de Luján de Cuyo.

Impsa destacó que “el traslado de la Radiación se realizó con éxito”, ya que la pieza partió el sábado por la mañana desde el Centro de Desarrollo Tecnológico de la empresa en Godoy Cruz, y recorrió 38 kilómetros hasta la refinería de YPF en Luján de Cuyo.

El traslado “fue coordinado de manera conjunta entre Transapelt y personal de Gendarmería Nacional, de la Dirección de Tránsito de la Municipalidad de Godoy Cruz, de Tránsito Vial de la Municipalidad de Luján de Cuyo, con Vialidad Provincial y Vialidad Nacional”, detalló.

El operativo estuvo compuesto por un tractor principal con una formación (carretón) de 8 líneas, 2 tractores de apoyo y 1 tractor hidrogrúa.

Además, participaron 6 móviles policiales, 2 vehículos guías de Transapelt y 2 hidrogrúas que sirvieron para la remoción y posterior colocación de los carteles pasantes de la ruta nacional 40.

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MaquinAr consolidó su modelo de negocios durante 2023 y prepara nuevos proyectos para crecer en el mercado

MaquinAr, el primer marketplace dedicado a la compra/venta de maquinaria usada, alcanzó más de 3.000 equipos publicados y consignados en su plataforma, convirtiéndose en la empresa LatAm con mayor cantidad y variedad de oferta de equipos para la construcción, para el movimiento de suelos, para elevación y estibaje, entre otras máquinas.

En 2023, la empresa sumó 15 gestores comerciales y 20 colaboradores al equipo de trabajo. Además, logró un total de 250 máquinas vendidas, entre excavadoras, grúas, palas y otros equipos.

Paralelamente, con la finalización de las obras de infraestructura pendientes en la Casa Central, de 12.000 metros cuadrados de superficie, la compañía pudo multiplicar la exhibición física de los equipos consignados y también terminar de consolidar el equipo de trabajo del Taller de Servicios en dicho predio.

Oscar Tantucci, presidente de MaquinAr, afirmó: “Contamos con un gestor comercial en cada una de las 24 provincias del país, esto nos permite consolidar relaciones con los clientes y así aumentar nuestras ventas ofreciendo precios muy competitivos. Nuestra facturación anual llegó a US$ 15 millones, lo que significa un récord para la empresa.”

Planes para 2024

De cara al próximo año, la voluntad de MaquinAr es seguir trabajando en esta línea. En concreto, Tantucci señaló: “Nuestra firme apuesta está dando sus frutos y el éxito del marketplace es un claro reflejo de la consolidación de nuestras ventas a través del canal digital”. 

A su vez, el ejecutivo aseguró que en los próximos meses ampliarán comercialmente el modelo de negocios en Uruguay, como primera etapa, para luego replicar la experiencia en el resto de los países de Latinoamérica.

También, invertirán en la creación de una App que complemente y mejore la experiencia en las redes sociales de los clientes, y en el uso de aplicaciones de Inteligencia Artificial (IA) para agilizar los tiempos de respuestas a los clientes, al momento de evaluar cambiar, compra y/o vender un equipo usado, precisó Tantucci.

“Por otro lado, vamos a apostar por implementar directamente nuestro modelo de negocio a través de franquicias propias, con el objetivo de nombrar a un mínimo de 4 nuevos franquiciados durante este año en localidades y zonas con actividades y rubros estratégicos para responder mejor a nuestras previsiones de crecimiento”, finalizó el presidente de Maquinar.

, Redaccion EconoJournal

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¿Cómo avanza la reforma al mercado eléctrico de Chile que estudia el CEN?

El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile publicó el informe de avance del estudio sobre un diseño de mercado basado en ofertas para el MEM, servicios complementarios y pagos por capacidad.

Y tras ocho meses desde el anuncio del CEN sobre la licitación para dicho estudio (ver nota), la consultora ECCO International fue la encargada de analizar el sector energético de Chile, desde la formación de precios, contratos de compra-venta de energía a largo plazo, el rol financiero y la posibilidad de realizar licitaciones virtuales a futuro. 

El objetivo era lograr una propuesta para reformar el mercado eléctrico mayorista de Chile a corto plazo y así analizar cómo incorporar más generación renovable y sistemas de almacenamiento de energía en su matriz. 

A partir del análisis, la consultora estadounidense aseguró que el país cuenta con un mercado energético “sólido” y brindó una serie de recomendaciones sobre las posibilidades de que Chile transite hacia un diseño basado en ofertas para resolver las problemáticas de vertimientos de energías renovables y precios marginales cero que atraviesa el país. 

Una de las primeras cuestiones manifestadas fue la importancia de implementar un mecanismo de fijación de precios de pago claro (o formación uniforme de precios), a pesar que Chile ya cuente con una herramienta única de liquidación de precios pay-as-clear, en pos de mejorar la eficiencia, fomentar la competencia e incentivar que las propuestas reflejen los verdaderos costos marginales de cada empresa. 

“La existencia de un Mercado en Tiempo Real (RTM – en el que el despacho óptimo se calcula cada 5 o 15 minutos y los precios se forman mediante un mecanismo de pago por claridad de precios) es fundamental en cualquier mercado eléctrico para evitar despachos ineficientes”, señala el informe. 

Mientras que para los Power Purchase Agreement (PPA) se recomienda “mantener los contratos a largo plazo” tal como sucede hoy en día, pero complementarlos con un esquema basado en ofertas de corto plazo.

Como también algunas mejoras vinculadas con distintos instrumentos financieros, tales como derechos de transmisión financiera para gestionar riesgos de congestión o los contratos por diferencia (CFD por sus siglas en inglés) para garantizar que se devuelvan ingresos adicionales a los consumidores, lograr costos favorables y, a su vez, un costo total más bajo de la electricidad renovable.. 

¿A qué se debe? De acuerdo al reporte solicitado por el Coordinador Eléctrico Nacional, los contratos por diferencia son los únicos que ofrecen incentivos para que una amplia gama de actores inviertan en energías renovables. 

Caso contrario, se produciría un detrimento de la variedad de protagonistas del sector, ya que que los actores pequeños “tienden a no tener grandes balances de los grandes proveedores que están en mejor posición para dedicar mayores participaciones de capital a un proyecto renovable”.

“Y una participación reducida puede resultar en una disminución del apoyo de los grupos locales en la transición energética”, aclara el documento. 

Siguiendo la línea de las subastas, la consultora sugiere diseñar un mercado de capacidad para que haya una remuneración más alta para las generadoras que puedan cambiar su producción de manera “rápida, confiable y en grandes incrementos”. 

“Una forma de hacerlo es crear múltiples “segmentos de capacidad”, que tengan diferente valor y estén sujetos a subastas de capacidad separadas. El segmento con la capacidad de generación más flexible se subasta primero y se liquida al precio más alto. Luego, el segundo segmento, con capacidad firme menos flexible, se subasta y se liquida a un precio más bajo”, plantearon desde ECCO International. 

“Este proceso de compensación de capacidad empresarial cada vez menos flexible continúa hasta que se busca la cantidad necesaria de capacidad empresarial”, agregaron. 

Además, se prevé abrir el alcance de los mercados financieros en el diseño propuesto basado en licitaciones (virtuales o físicas), a plazo estandarizado y con un asegurador central que esté abierto a participantes financieros con supervisión regulatoria. 

Y entre otros aspectos, la entidad de Estados Unidos también advirtió la necesidad de utilizar un mecanismo de adecuación de recursos físicos con una capacidad o energía firme que debe ofrecer obligaciones con un precio máximo alto, o mismo mediante un enfoque mixto con una obligación de capacidad para los recursos térmicos y una obligación firme de energía para la hidroeléctrica, restringido a participantes físicos o inversionistas en recursos y cargas futuras. 

Por lo tanto, los cambios claves para una arquitectura de mercado basada en ofertas se resumen en las siguientes implementaciones, las cuales podrían llevarse adelante de manera gradual: 

Presentación de ofertas
RTM formal
Sistema de dos liquidaciones, 
Mercado de capacidad organizado, 
Mitigación del poder del mercado spot
Uso del mercado virtual, 
Licitación de costos de compromiso unitario, 
Licitación de energía hidroeléctrica. 

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Embajador de Brasil ratifica fuerte interés en Vaca Muerta

El Embajador de Brasil ratifica fuerte interés en Vaca Muerta, ya que hay muchas expectativas por comprar energía nacional Luego del encuentro con la canciller Diana Mondino, el embajador de Brasil, Julio Bitelli, ratificó el interés de su país en comprar energía de Vaca Muerta y ampliar inversiones en general, para lo cual abogó por la construcción del segundo tramo del gasoducto. Consultado por BAE Negocios, Bitelli expresó que en la reunión «hubo muchas referencias al gasoducto de Vaca Muerta» y «estamos expectantes por conocer por dónde entraría a Brasil». En esta dirección, el embajador apuntó que la opción más […]

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El Fondo de Garantía de Sustentabilidad alcanzó el mayor valor en su historia

Desde su creación, en 2007, tiene la finalidad de resguardar y garantizar el pago de las jubilaciones y pensiones frente a eventuales crisis económicas y sociales. Sin embargo, la AGN presentó un nuevo informe con hallazgos y denuncias que involucran al FGS. El Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) de la Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSeS) alcanzó, en noviembre de 2023, el mayor valor en su historia con 76.000 millones de dólares, de acuerdo con la información oficial. ¿Qué es el FGS? El Fondo de Garantía de Sustentabilidad fue creado en 2007, a partir del decreto 897, con […]

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El Ministerio de Energía y Ambiente y el Gobierno de San Luis buscan la integración regional

Funcionarios del Ministerio de Energía y Ambiente mantuvieron una reunión con representantes de la Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable del Gobierno de San Luis. El objetivo es trabajar en una integración regional para potenciar las políticas vinculadas a estas áreas. El Ministerio de Energía y Ambiente y el Gobierno de San Luis buscan la integración regional. En la reunión estuvieron presentes la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre; el secretario de Ambiente y Desarrollo Sustentable de San Luís, Federico Javier Cacace; la coordinadora de Gabinete, Eugenia Pérez Cubero; el director de Gestión Ambiental de Recursos Energéticos, […]

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Uranio, otra oportunidad para Argentina

Los fondos de cobertura globales siguen apostando a que los precios del uranio sigan aumentando. Treparon a un máximo en 15 años después de que el mayor productor del mundo, la empresa Kazatomprom de Kazajstán, planteara su dificultad para alcanzar una producción ya anunciada para los próximos dos años. La escasez de ácido sulfúrico y los retrasos en la construcción de nuevas minas son los escollos. El precio al contado del metal radiactivo se ha más que duplicado en 2023 y actualmente se cotiza a USD 97,45/lb (USD 175/Kg). Bank of América y Berenberg Bank dijeron esta semana en notas […]

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Puerto Rico enmienda la ley de medición neta marcando un nuevo hito en el impulso a las renovables

Puerto Rico registra un importante aumento en capacidad instalada y número de clientes con Medición Neta y Energía Renovable Distribuida. Durante 2023 casi se llegó a duplicar el acumulado histórico.

Considerando las cuentas facturadas, se añadió 310 MW en 2023, casi duplicando los 382MW que existían al fin de 2022, para un total de 692MW de medición neta al fin del 2023.

La cifra asciende a 766 MW en generación distribuida, si se considera el último Informe de Progreso de Interconexión de Sistemas de Generación Distribuida publicado esta semana por LUMA (ver).

Los pronósticos para este año son esperanzadores tras la aprobación de la Ley 10-2024, que enmienda los artículos 4 y 9 de la Ley 114-2007 conocida como «Ley del Programa de Medición Neta en la Autoridad de Energía Eléctrica», a los fines de reformular el término provisto para realizar un estudio sobre medición neta y energía distribuida, entre otros objetivos.

Según expresó el senador Juan Zaragoza, proponente de la iniciativa legislativa, el proyecto considera la inestabilidad de la red eléctrica, incluyendo los altos costos de servicio eléctrico y le ofrece un salvavidas a los ciudadanos, las empresas y las organizaciones no gubernamentales que inviertan en sistemas solares de generación.

De esta manera, Zaragoza asegura que se sientan las bases para «resistir cualquier intento de imponer un «impuesto al sol» para financiar un modelo de generación ineficiente, atrasado y contaminante».

«¡Impulsemos el progreso sostenible y rechacemos cualquier intento de socavar los incentivos solares!», aseguró en su cuenta de la red social X.

La nueva Ley fue bien recibida por la industria. Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas en la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA), valoró como positivo el enfoque que se antepone a cualquier argumento que pueda evitar la interconexión de nuevos sistemas fotovoltaicos al 2030:

«Bajo la ley anterior, existía un riesgo real y presente de que tan pronto como abril de este año, los nuevos prosumidores solares del país sufrieran una devaluación del valor de su energía limpia solar exportada, descarrilando radicalmente, o incluso paralizando, la única política pro-renovables clara y consistentemente exitosa en la isla».

«Esta enmienda asegura estabilidad regulatoria prospectiva para que nuevas familias puertorriqueñas puedan continuar instalando sistemas solares en sus techos y puedan seguir generando ahorros en sus facturas eléctricas mientras ayudan a sus vecinos, y a toda la red mediante la energía limpia que exportan. Todo nuevo cliente solar puede estar ahora seguro que si instala su sistema solar antes del 2031 (pues la ley provee un año de transición a cualquier nueva estructura tarifaria post 2030) este podrá beneficiarse de la tarifa de medición neta por no menos de 20 años subsiguientes a la instalación», expresó el referente consultado.

«El valor económico y social que genera para toda la isla esta buena política pública es inmenso: de no ser por los alrededor de 700MW en sistemas solares distribuidos ya interconectados por LUMA, Puerto Rico experimentaría apagones diurnos constantes, ante el déficit persistente de generación central para suplir los picos diarios de demanda eléctrica. Esta funcionalidad colectiva y extraordinario beneficio socioeconómico ya se empieza a expandir a horas de la noche mediante el uso de las baterías solares coordinadas como centrales virtuales que estos prosumidores ponen voluntariamente a disposición de la utilidad».

«Es preciso pues agradecer y felicitar a LUMA por su eficiente y medible gestión de interconexión de sistemas solares, al grupo ecológico y comunitario Sierra Club por peticionar el proyecto de Ley, al Senador Zaragoza por radicarlo, al Senado y Cámara de Representantes de Puerto Rico por aprobarlo unánimemente y, muy especialmente, al señor Gobernador Pierluisi por rapidamente haberlo convertido en Ley con su firma», añadió Rúa-Jovet.

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Marcha atrás: el sector privado valora que la CREG no extienda plazos de la subasta de Cargo por Confiabilidad

Marcha y contramarcha. El pasado domingo, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó de manera repentina y por tan sólo 24 horas a consulta pública una resolución que planteaba la prórroga del cronograma de la subasta de Cargo por Confiabilidad por un plazo máximo de 30 días.

Finalmente, ayer la propia entidad señaló que no habrá prórrogas y que las fechas se mantienen.

“Quiero rescatarle a la comisión que, al no postergar la subasta, queda de manifiesto la señal de que escucharon al mercado, porque yo me imagino que hubo muchas empresas que solicitaron que no se genere más inestabilidades internas moviendo los tiempos y los cronogramas”, destaca Alejandro Piñeros, coordinador regulatorio de Óptima Consultores.

En diálogo con Energía Estratégica el ejecutivo indica: “Nosotros no esperábamos ningún aplazamiento adicional”. “Un nuevo cambio desbarata los planes de algunas empresas: te pone a volver a sacar garantías, te retrasa los hitos de tu proyecto si tú estás esperando a la subasta”, advierte.

En efecto, al mantenerse el cronograma, el próximo 15 de febrero los promotores deberán entregar ofertas y se determinarían los adjudicatarios.

Al día siguiente, se publicarían los resultados de la suabsta. Dos mes después, el 16 de abril, se expedirán certificaciones de asignación de Obligaciones de Energía Firme para el período que va desde el 1° de diciembre de 2027 hasta el 30 de noviembre de 2028.

Fuente: XM

¿Más renovables?

El argumento que esgrimió la CREG en su tentativa de prorrogar el plazo de la subasta de Cargo por Confiabilidad fue “garantizar que la expansión de la generación esté alineada con las disposiciones del Plan Nacional de Desarrollo”, cuyo objetivo es alcanzar los 2 GW de energías renovables, aunque la meta interna de gobierno son los 6 GW.

Sin embargo, en la subasta también pueden participar centrales termoeléctricas. Por lo tanto, el propósito no era del todo claro. Lo cierto es que se deduce que el Gobierno estaría interesado en impulsar proyectos de energías renovables a partir de esta convocatoria.

“Yo me mantengo optimista frente a que se va a presentar una cantidad mucho mayor de proyectos renovables que en la pasada subasta, pero tendremos que esperar a que los agentes efectivamente pongan las garantías en los plazos y que materialicen su participación”, destaca Piñeros.

Y cierra: “esos proyectos renovables que sean adjudicados en esta subasta de Cargo por Confiabilidad es un empujón muy fuerte a las metas de instalación de plantas, porque le dará unos ingresos estables a los proyectos, les ayuda muchísimo en su proceso de financiación y además los compromete muy fuertemente porque las garantías son muy fuertes”.

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República Dominicana avanza en proyectos de energía con almacenamiento de baterías

El director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, destacó que ya está en construcción el primer parque solar con almacenamiento, en el municipio de Cabrera, y que en la actualidad existen 7 proyectos en fase de evaluación para obtener concesión definitiva y otros 15 en evaluación inicial o concesión provisional (que incluyen almacenamiento).

Esto refleja un espaldarazo a las resoluciones CNE-AD-0003-2023, y CNE-AD-0004-2023, que emitió la CNE en febrero del 2023, declarando la necesidad de que las grandes centrales de energía incorporen sistemas de almacenamiento. Esta medida, según Veras, contribuirá a optimizar la utilización de la energía solar durante las horas de la noche, reduciendo así la dependencia de combustibles más costosos.

Comentó que en total son 47 proyectos de energía renovable los que se han tramitado a través de la CNE, en los últimos 3 años, de los cuales 11 han sido inyectados al SENI.

En línea con la visión del presidente Luis Abinader, Veras resaltó la importancia estratégica de estos proyectos para el país, no solo en términos medioambientales sino también económicos. «A medida que se integran más proyectos se reducen los costos en la compra de energía”

Otro punto positivo que compartió es que el sector energético lideró la Inversión Extranjera Directa (IED), durante los primeros 9 meses del 2023, según datos del Banco Central, esto debido a factores como la disminución de los costos en los insumos, la claridad del marco regulatorio nacional y la efectiva aplicación de la Ley de Incentivos.

En tanto que el funcionario reconoció algunos desafíos en el desarrollo de las renovables como: entender que el almacenamiento es una tecnología nueva y que se debe mantener la capacidad del Estado para otorgar incentivos tanto a proyectos de gran escala como a pequeños productores, hogares e industrias.

Hasta la fecha, se han atendido satisfactoriamente alrededor de 2,400 solicitudes de incentivos, subrayando el interés y la participación de diversos actores en el impulso de proyectos sostenibles.

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Admonitor vislumbra signos positivos para la industria renovable en materia regulatoria

Según fuentes cercanas a Admonitor, entidad dedicada a llevar transparencia al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), la industria de energías renovables en México está experimentando señales de cambios en las normativas vigentes.

“Tras un período de estancamiento en la actividad regulatoria, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER) han comenzado a emitir nuevas resoluciones que podrían tener un impacto positivo en el sector”, señalaron.

En efecto, recientemente, se ha observado un esfuerzo concentrado en la emisión de nuevas regulaciones y en la gestión de liquidaciones. Estas acciones son un indicativo claro de que se está retomando el trabajo regulatorio que había quedado en suspenso. 

Un ejemplo notable destacado por los expertos de Admonitor es la inclusión de los Power Purchase Agreements (PPAs) en la Responsabilidad Anual Estimada, lo cual es un paso adelante en la consideración de los participantes del mercado ante el CENACE.

Y agregaron: “Otro avance importante es la regulación propuesta por CENACE para abordar los problemas de medición causados por modelos de abasto aislado. Estas medidas son cruciales para garantizar la eficiencia y la transparencia en el mercado”.

Independientemente de quien llegue al poder el próximo año en México, desde Admonitor, se percibe un renovado interés en la inversión y un optimismo cauteloso sobre el futuro regulatorio del sector.

Caso Iberdrola: un Cambio en el panorama

La reciente transferencia de activos de Iberdrola al gobierno mexicano no añadió capacidad adicional al sistema y la incertidumbre sobre la reinversión de estos fondos, ya sea en México o en otros mercados como Brasil, sigue siendo un tema de especulación.

Sin embargo, los especialistas de Admonitor destacaron la aprobación de permisos a Iberdrola tras la venta de estos activos. 

“Recientemente, Iberdrola recibió la aprobación para un modelo de contrato como suministrador de último recurso, un rol previamente monopolizado por una división de CFE. Ahora, con Iberdrola en juego, los usuarios calificados tienen más opciones, lo que indica un leve paso hacia la desmonopolización y mayor competencia en el sector”, revelaron.

Y agregaron: “La aprobación de este tipo de permisos a Iberdrola podría ser un indicador de un cambio en el sesgo regulatorio, generando expectativas de que otros participantes también puedan recibir permisos similares. Esto es una señal alentadora para la industria, que sugiere un entorno más abierto y competitivo”.

En conclusión, las recientes actividades regulatorias en México muestran signos positivos para la industria de energías renovables. Estas medidas, junto con la apertura a una mayor competencia y transparencia, podrían ser el catalizador para un crecimiento sostenido y una mayor inversión en el sector.

 

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Enercon destaca el potencial de Chile para proyectos eólicos y busca seguir expandiéndose en la región

Durante el panel «Energía Eólica en el Cono Sur: retos para un sector en crecimiento» en el mega evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, Laura Elgarrista, Sales Manager de Enercon, destacó el potencial de Chile para el desarrollo de proyectos eólicos y la expansión de la empresa en la región. 

“Enercon, una empresa alemana fabricante de turbinas eólicas, ha marcado su presencia en Latinoamérica con más de 870 turbinas instaladas en países como Brasil, Argentina, Bolivia, Uruguay y, recientemente, en Chile con el proyecto Horizonte, el más grande de Latam, con 140 turbinas y 812 MW”, señaló.

En este sentido, explicó que el Parque Eólico Horizonte, ubicado cerca de Antofagasta en la reserva eólica de Taltal, es un ejemplo emblemático del compromiso de Enercon en la región.

Iniciado en noviembre de 2021, este proyecto cuenta con 140 aerogeneradores, cuyas aspas miden 78 metros y torres de 95 metros de altura. Con una capacidad instalada de 812 MW, generará 2.400 GWh de energía al año, evitando la emisión de 1,2 millones de toneladas de CO2, equivalente a retirar 255 mil vehículos de circulación.

Desafíos en el Cono Sur

Elgarrista señaló que, aunque hay un crecimiento pronunciado de proyectos en Chile, es necesario mejorar los trámites y permisos para futuros proyectos. 

Si bien los desafíos logísticos, como el transporte de grandes componentes, están siendo atendidos con buena voluntad política, aún hace falta brindar mayor celeridad a los trámites para que los proyectos no queden paralizados.

Además, explicó que Enercon ofrece soluciones adaptadas a los retos de logística y viento de la región, como torres tubulares para zonas con mucho recurso eólico y torres híbridas para el sur, que facilitan el transporte.

Balance y expectativas para el futuro

Según Elgarrista, el 2023 fue un año de estabilización para la industria eólica, marcado por desafíos como la pandemia de COVID-19 y la crisis de contenedores. 

“Enercon ve el 2024 como un año clave para resolver la crisis de permisos y mejorar las soluciones de transmisión, para acelerar así la transición energética. La empresa espera un mercado más estable y un crecimiento saludable para todos los actores”, afirmó.

De esta forma, la compañía concluye el año con una perspectiva positiva sobre el crecimiento de proyectos eólicos en Chile.

“Chile posee un gran potencial para la energía eólica y está bien equipado para enfrentar los desafíos actuales. La empresa se muestra optimista sobre mantener esta tendencia de crecimiento y hacerla exitosa en los próximos años”, finalizó.

 

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Diego Pardow destacó dentro de la agenda energética renovable a la ley de distribución y el almacenamiento

Diego Pardow, ministro de Energía de Chile, participó de una entrevista sobre la transición energética donde aseguró que “uno de los retos es desarrollar una nueva ley de distribución”.

Del mismo ciclo participó Fabrizio Barderi, gerente general de Enel Chile, quién agregó que “la distribución es un factor habilitante para la transición energética y que necesita una reforma estructural urgente”. 

“Es necesario que las redes puedan acoger los consumos adicionales, tanto en electrificación de hogares, de la pequeña industria y de electromovilidad. Si no se presta atención al tema va a haber un problema sistémico, similar a lo que sucede en el norte del país donde hay recursos que no se están aprovechando y se tiran por falta de transmisión”, agregó.

Si bien los entrevistados afirmaron que el marco regulatorio es el principal objetivo a abordar, ambos destacaron que el almacenamiento es uno de los aspectos tecnológicos en los que hay que profundizar su participación.

En ese marco, Pardow aseguró que “es necesario desarrollar una mayor inversión en almacenamiento para lograr más estabilidad y acompañar la demanda”. Además, afirmó: “Necesitamos dar con políticas públicas correctas que distribuyan los riesgos tecnológicos de una manera razonable, basado en soluciones de mercado y minimizando los costos a los consumidores”.

“La tecnología de baterías es la más desarrollada y de mayor despliegue, pero también tenemos que enfocarnos en las otras tecnología disponibles en el mundo, como las criogénicas, de almacenamiento por bombeo o conceptuación solar de potencia, que permiten utilizar la energía fotovoltaica, almacenarla e inyectarla en otro momento”, agregó.

Desde la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), estiman que a finales de año habrá 869 MW operativos con sistemas de almacenamiento, de los cuales 177 MW ya se encuentran en operación en distintos tipos de proyectos, 635 MW están en construcción y 57 MW se encuentran en fase de prueba.

Además, desde la entidad apuntan a la necesidad de avanzar en un marco regulatorio de almacenamiento e incentivos que permitan desarrollar esta tecnología. Prevén que el promedio de vertimientos de energías renovables de este año llegue a 6.600 MWh al día, equivalente a un sistema BESS de 1.300 MW, con 5 horas de duración.

Perspectivas a futuro

Durante el 2023 el Ministerio de Energía cumplió su objetivo de llegar a 5 GW renovables con permisos aprobados y sumar 1 GW operativo. Bajo esa línea, Pardow afirmó que “la perspectiva es optimista para los próximos años”.

“El esfuerzo de la transición energética no tiene que ser a largo plazo, sino que debe ser de todos los días. Tenemos que ser capaces de converger en qué es lo que tenemos que hacer cada día en conjunto las industrias, el sector privado y público y las organizaciones de la sociedad civil,”, agregó.

Por su parte, Fabrizio Barderi concluyó: “Chile puede cumplir las metas que se ha propuesto a largo plazo ya que tiene todos los recursos y cuenta con un compromiso transversal en la política con objetivos compartidos. Además  es un país con larga trayectoria de institucionalidad, y eso es importante para atraer inversiones”.

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El Fondo LAGreen invierte US$10 millones en bonos verdes para proyectos de renovables en Panamá

El Fondo LAGreen, el principal fondo de bonos verdes de América Latina, administrado por Finance in Motion, ha realizado su primera inversión de 10 millones de dólares en la más reciente emisión de bonos verdes de la Corporación Interamericana de Financiamiento de Infraestructura, S.A. (CIFI).

El Programa de Bonos Verdes Rotativos de CIFI se lanzó por 200 millones de dólares en 2019 para reforzar su compromiso con la sostenibilidad ambiental.

La inversión del Fondo LAGreen respalda la financiación de infraestructura renovable de CIFI mediante la suscripción de una nueva serie del programa de Bonos Verdes. Esta inversión se alinea con la misión del Fondo de promover un impacto positivo en el clima, el medio ambiente y la sostenibilidad social, impulsando el mercado de bonos verdes en América Latina.

El Programa de Bonos Verdes de CIFI y la nueva serie ofrecida están estructurados para asegurar que todos los fondos se asignen a proyectos con impactos ambientales positivos, incluyendo proyectos de energía renovable. La inversión de LAGreen en el bono apoya la contribución de CIFI a la producción de energía renovable de Panamá y promueve un futuro sostenible para el país, en línea con el Plan Nacional de Energía de Panamá que busca un 15% de energía renovable para 2030 y un 50% para 2050.

El presidente de LAGreen, Johannes Scholl, dijo: «La experiencia especializada de CIFI en el segmento, junto con su alineación con los objetivos de LAGreen y la inversión en el bono, refleja una asociación estratégica que impulsa el avance de proyectos sostenibles en Panamá».

César Cañedo-Argüelles, CEO de CIFI, manifestó su satisfacción por la colaboración con LAGreen para financiar infraestructuras que apoyan el desarrollo sostenible regional. Destacó la oportuna financiación de LAGreen en un contexto de mercados de capital de deuda más restrictivos y una creciente urgencia climática. Además, recalcó que la emisión de bonos cumple con los Principios de Bonos Verdes de ICMA y cuenta con una Opinión de Segunda Parte (SPO), reafirmando el compromiso de CIFI con la sostenibilidad y la transparencia.

Sobre  LAGreen Fund

LAGreen Fund es el primer fondo de inversión de impacto dedicado a promover la emisión de bonos verdes en América Latina. Su objetivo es consolidar los bonos verdes como instrumentos para movilizar recursos hacia modelos económicos más sostenibles y verdes en la región. El fondo provee asistencia técnica e invierte en bonos verdes emitidos en la región.

Sobre Finance in Motion

Finance in Motion es un gestor de activos de impacto global enfocado exclusivamente en el desarrollo sostenible en mercados emergentes y economías en desarrollo. La compañía estructura, gestiona y asesora fondos de inversión de impacto que unen a inversores públicos y privados para abordar el cambio climático, fortalecer la conservación de la biodiversidad, promover el uso sostenible de recursos naturales, mejorar medios de vida y promocionar oportunidades económicas.

Para más información, visite www.finance-in-motion.com y síganos en LinkedIn.

Sobre CIFI

CIFI es un líder en financiamiento de infraestructura y energía en América Latina y el Caribe. Con más de 200 transacciones valoradas en más de 2.000 millones de dólares, CIFI ha movilizado más de 20.000 millones de dólares en capital desde 2001. Financia a través de su propio balance, como una institución financiera no bancaria, y a través de fondos gestionados.

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LONGi confirma su asistencia al Foro Económico Mundial 2024 en Davos

La Reunión Anual del Foro Económico Mundial, comúnmente conocida como el Foro de Davos, está programada para celebrarse en Davos-Klosters, Suiza, del 15 al 19 de enero de 2024.

La conferencia reunirá a más de 2,800 líderes de 120 países para debatir el tema «Reconstruir la confianza» desde diversas perspectivas, como el crecimiento económico, la acción climática y medioambiental, la seguridad energética, la gobernanza tecnológica y el desarrollo humano. Zhong Baoshen, presidente, y Dennis She, vicepresidente de LONGi, representarán a la industria fotovoltaica china en el evento y pronunciarán discursos.

Estadísticas recientes del Banco Mundial ponen de relieve el flagrante contraste en el uso de la energía, ya que el 20% de las economías más desarrolladas representan un asombroso 80% del consumo mundial de energía. Como líder mundial en tecnología solar fotovoltaica, LONGi aspira a ser un defensor de los valores globales de equidad energética. La empresa aspira a animar a más individuos y empresas a participar activamente en la revolución energética, fomentando la creación de energía limpia accesible para todos.

La Reunión Anual del FEM de este año contará con la participación de líderes de diversos sectores de todo el mundo para facilitar el diálogo, reforzar la cooperación y profundizar en las alianzas con el fin de abordar eficazmente los retos mundiales.

El profesor Klaus Schwab, fundador y presidente ejecutivo del Foro Económico Mundial, señaló: «Nos enfrentamos a un mundo dividido y a una creciente fragmentación social, lo que conduce a una incertidumbre y un pesimismo generalizados. Lo que necesitamos no es una mera gestión de crisis, sino una exploración de las causas profundas de los problemas actuales, construyendo colectivamente un futuro más esperanzador para reconstruir la confianza».

A lo largo de la semana que dura la Reunión Anual del FEM, en diversas sesiones se presentarán las últimas propuestas y soluciones, con el objetivo de avanzar en la seguridad mundial, el comercio, el crecimiento económico, el empleo, la acción climática y medioambiental, la transición energética, la innovación tecnológica, la salud y el bienestar.

Zhong Baoshen, presidente de LONGi, declaró: «Como miembro del Foro Económico Mundial y de su Global Lighthouse Network (GLN), LONGi seguirá reforzando su innovación técnica, integrando los conceptos de fabricación «Solar for Solar» y los objetivos de sostenibilidad dentro de su cadena de valor de operaciones y producción global. Estas acciones posicionan a LONGi como un actor responsable y líder en la industria solar mundial. Estamos encantados de compartir nuestra experiencia en el liderazgo de la fabricación inteligente y sostenible en el sector de las energías renovables».

Según lo acordado, LONGi participará activamente en varias reuniones de alto nivel y diálogos estratégicos nacionales durante la Reunión Anual del FEM, incluyendo sesiones como «IGWEL: Construyendo la confianza en la transición energética» y «Acelerando la neutralidad de carbono: Estrategias innovadoras para la fabricación». La empresa aportará su perspectiva sobre la equidad energética mundial y el desarrollo sostenible, emitiendo la «Voz de LONGi» sobre estas cuestiones mundiales críticas.

Sobre LONGi

Fundada en el año 2000, LONGi se ha propuesto ser la empresa de tecnología solar líder en el mundo, enfocada en la creación de valor orientada al cliente para lograr la transformación energética para todos los escenarios.

Con la misión de «Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible», LONGi se ha dedicado a la innovación tecnológica y ha establecido cinco líneas de negocio, que abarcan las obleas, las celdas y módulos de monosilicio, las soluciones de generación distribuida para uso comercial e industrial, las soluciones de energía verde y los equipos de hidrógeno. La empresa ha perfeccionado sus capacidades para proporcionar energía renovable y, más recientemente, también ha adoptado productos y soluciones de hidrógeno verde para alcanzar un crecimiento global sin emisiones de carbono.

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La OFEPHI analizó el proyecto de Nación sobre hidrocarburos y propone discutir la propuesta

Los gobernadores de las provincias productoras de hidrocarburos nucleados en la OFEPHI marcaron posición respecto a los contenidos de la denominada Ley Omnibus que impulsa el Poder Ejecutivo Nacional, particularmente en lo referido a la política para el sector.

Luego de un encuentro de trabajo los mandatarios provinciales emitiron una declaración en la cual señalaron, acerca del concepto del oficialismo sobre “maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos y satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país”, que es compartido siempre que se cumpla la sustentabilidad social y ambiental de las poblaciones donde se desarrollan las actividades, además de la sustentabilidad económica de los inversores.

“Es por ello que necesitamos imperiosamente el concurso del gobierno nacional y del sector privado para llevar adelante las obras de infraestructura necesarias para acompañar el crecimiento poblacional, el cual muchas veces suele ser exponencial”, señalaron.

La reunión tuvo lugar en la Ciudad de Buenos Aires, aunque algunos mandatarios participaron de modo virtual. Integran la Organización las provincias de Neuquén (Rolando Figueroa es actual presidente de la entidad), Chubut, Neuquén, La Pampa, Río Negro, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Mendoza, Salta, Formosa y Jujuy.

Los mandatarios acuerdan con incentivar las inversiones y la actividad, pero quieren participar de discusiones tendientes a analizar cambios en la Ley de Hidrocarburos 17.319.

También ratificaron la vigencia de la denominada Ley Corta 26.197 que, de acuerdo con la Constitución Nacional, reconoce el dominio originario de las provincias sobre el petróleo y el gas.

“Solicitamos al Gobierno Nacional se propicie un ámbito deliberativo, real y oportuno para analizar en profundidad las adecuaciones propuestas que modifican de manera sustancial el régimen actual, entendiendo que es la OFEPHI el especio natural donde deben tratarse entre la Nación y las Provincias aquellas cuestiones que hacen a la política hidrocarburífera”, señala el documento.

Las medidas de incentivo a las inversiones tienen que ser, indicaron, lo “suficientemente flexibles” para contemplar esas realidades distintas”, en alusión a la heterogeneidad geológica y productiva que presentan las diversas cuencas productivas, con reservorios convencionales y no convencionales. También aluden a los yacimientos offshore.

Los gobernadores consideraron “favorable y necesario la posibilidad de incorporar nuevos participantes nacionales e internacionales al desarrollo de nuestros recursos hidrocarburíferos”.

Pero están en desacuerdo con la derogación del artículo 32 de la ley que les permite aprobar y controlar las inversiones de las compañías que obtienen licencias en las respectivas provincias. “Entendemos que esta modificación podría generar un gran perjuicio en materia de inversiones, actividad, empleo y producción para las provincias”, advierten en el documento.

Asimismo, sostienen que “No compartimos la decisión del Gobierno Nacional de eliminar del actual marco normativo la facultad que tienen las provincias de otorgar prórrogas al plazo de vencimiento de las concesiones actualmente vigentes. Entendemos que dicha opción constituye una herramienta que cuenta cada Autoridad de Aplicación la cual puede utilizar o no a partir de la evaluación respecto de la conveniencia para cada caso en particular”.

Acerca de otro aspecto principal analizado por los mandatarios, la OFEPHI plantea que las retenciones a las exportaciones de petróleo mantengan la alícuota del 8 por ciento, dejando de lado la posibilidad de elevarla hasta el 15 por ciento por parte del gobierno nacional.

“Los gobernadores de la OFEPHI manifestamos nuestra disposición a participar en los ámbitos legislativos pertinentes para realizar todos los aportes necesarios conducentes a logro de los objetivos propuestos, informando asimismo que a través de la Secretaría Ejecutiva del Organismo se remitirá una propuesta de texto normativo para su consideración”, puntualizó el documento.

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Un proyecto de ley propone quitar a la Legislatura de Chubut la potestad de aprobar concesiones petroleras

Las iniciativas fueron enviadas por el gobernador Ignacio Torres para su tratamiento en sesiones extraordinarias, la semana próxima. También libera a las operadoras de la obligación de asociarse con Petrominera. El gobernador Ignacio Torres envió a Legislatura dos proyectos de ley: por un lado le quita a la cámara de diputados provinciales la potestad de intervenir en las concesiones de áreas hidrocarburíferas, mientras por otro desplaza a la empresa provincial de la obligación de asociarse con otras operadoras para explotar áreas, como ocurre en la actualidad. Dos iniciativas vinculadas a la actividad petrolera sacudieron el verano legislativo, con pedido para […]

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Más conversiones a GNC ante la suba de los combustibles

El Gas Natural Comprimido (GNC) gana protagonismo. Cuánto cuesta convertir un vehículo. Las subas en los combustibles que se dieron en el último mes y que rondan el 118%, abre el panorama a la búsqueda de alternativas para abaratar costos. Es por esto que cada vez hay más conversiones a GNC ante la suba de los combustibles. Sin embargo, el costo de instalar un equipo hace que sea una alternativa a evaluar, ya que sus precios se elevan hasta el millón trescientos mil pesos Sin embargo, según el gerente de la Confederación de Entidades de Hidrocarburos y Afines (Cecha), Guillermo […]

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Qué dice sobre Argentina el principal banco de inversión del mundo

Alberto Ramos es el economista jefe para la región del banco estadounidense Goldman Sachs. Su visión es tenida muy en cuenta en Wall Street, sobre todo, entre inversores de mercados emergentes. Pese al optimismo del presidente Javier Milei sobre los resultados de su programa, desde el exterior ven la situación macroeconómica argentina como muy compleja. Foto: EFE Días atrás el director del principal banco de inversión del mundo Goldman Sachs para la región, Alberto Ramos, difundió su visión y perspectivas sobre las economías latinoamericanas. Los estudios e investigaciones del equipo de investigación que lidera Ramos son música para los oídos […]

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Hidenesa tiene nuevas autoridades

El nuevo presidente será Raúl Tojo, que cuenta con amplia experiencia y trayectoria en la materia. Se realizó ayer la asamblea por la que se constituyeron las nuevas autoridades de Hidrocarburos del Neuquén S.A, con lo que Hidenesa tiene nuevas autoridades. La reunión fue presidida por el ministro de Infraestructura, ingeniero Rubén Etcheverry, en representación del Estado de la Provincia del Neuquén como socio mayoritario. El nuevo presidente a cargo de la empresa, que depende del ministerio, será Raúl Tojo, quien cuenta con 18 años de experiencia de haber trabajado en YPF. También desde 1991 a 1999 fue secretario de […]

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Nuevo impuesto a las emisiones de metano hace peligrar 300.000 pozos en EE.UU

La Agencia de Protección Ambiental de los EE.UU. (EPA) publicó su propuesta de regla para la aplicación del Cargo sobre las Emisiones Desperdiciadas de metano. El cargo comenzará a aplicarse en 2025, con un monto inicial de US$ 900 por tonelada equivalente de CO2. Miles de pequeños productores advierten que sus explotaciones se volverán económicamente inviables si el gobierno avanza con la regla. Este nuevo impuesto a las emisiones de metano hace peligrar 300.000 pozos en EE.UU Cientos de pequeños productores independientes de petróleo y gas en los Estados Unidos advierten que sus explotaciones se volverán económicamente inviables si el […]

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Crearán un consejo asesores del Enargas para encarar el aumento de las tarifas residenciales y diseñar una profunda reforma del organismo

El gobierno de Javier Milei definió mantener las intervenciones en los entes reguladores de gas y electricidad. Según su programa de gobierno, fundirá ambos entes en un solo organismo regulador. Pero, mientras tanto, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), a cargo del interventor Carlos Casares, creará un consejo asesor para avanzar con una serie de reformas en la estructura del organismo, llevar adelante un proceso de aumentos de las tarifas residenciales y también para encarar la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) prevista para 2024.

Según pudo saber EconoJournal, el equipo estará conformado por cinco asesores: Griselda Lambertini, Marcela Valdez, José Luis Fernández, Jorge Guillermo Díaz y Jorge Niemetz. En un primer momento se especuló con que David Tezanos González, interventor durante la primera época del Juan José Aranguren como ministro de Energía, y Mauricio Roitman, ex presidente del organismo regulador, integraran el consejo, pero finalmente ambos colaborarán de manera directa con Casares en distintas áreas de su competencia.

EconoJournal accedió al memo interno de la Nota N° 04405613 que fija los lineamientos centrales que pretende Carlos Casares. Esa nota que tiene fecha del 12 de enero finalmente fue reemplazada por algunas cuestiones formales. De todos modos, en lo central, se establece la disolución del “Departamento de Planificación Regulatoria, Revisión Tarifaria Decreto 278/20, con el área de su dependencia”. También se disuelve la Gerencia Generalcon todas las áreas de su dependencia”.

La nota aclara que “en relación con el personal de las unidades organizativas disueltas, esta intervención dispondrá oportunamente las medidas necesarias, previa evaluación de los resultados de la gestión de cada una de ellas”. En el Enargas trabajan más de 620 personas.

Consejo

Estará conformado por cinco asesores: Griselda Lambertini, directora Académica del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE – UBA); la abogada especialista en servicio públicos Marcela Valdez; José Luis Fernández; Jorge Guillermo Díaz, que se desempeñó en el área de Subdistribución del Enargas y participó en el proceso de RTI y en modificaciones regulatorias en el ente; y el ingeniero y consultor energético Jorge Niemetz.

Ajuste tarifario

La nota afirma también que cada uno de los cinco asesores del consejo del Enargas “acordará con esa Gerencia la modalidad y plazos de contratación, conforme las instrucciones puntuales a remitir por esta Intervención”.

También tendrá participación en los ajustes tarifarios transitorios en el servicio público del gas natural del país, como el que se espera a partir del mes de febrero. Como publicó este medio, distribuidoras reclamaron subas en el Valor Agregado de Distribución (VAD) de más del 500% para el próximo mes.

Además, el consejo de asesores de la intervención del Enargas llevará adelante el proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) para “los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural, para su entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes antes del 31 de diciembre de 2024”.

El consejo del Enargas colaborará con “la revisión del cumplimiento de los procesos de renegociación dispuestos por la Ley 27.541 y por el Decreto 1020 del 16 de diciembre de 2020”, donde se determinó el inicio de la renegociación de la RTI de 2017.

Por último, tendrá potestad en la reformulación de la estructura organizativa del Enargas y definirá cuál será la planta definitiva del personal que quedará en el ente regulador. Además, participará en “la determinación de los criterios y en la instrumentación, en lo que atañe al Enargas, de los nuevos regímenes de subsidios a los usuarios” y tendrá injerencia “en las adecuaciones regulatorias necesarias en el corto plazo en el sistema gasífero”.

, Roberto Bellato

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Dominguez y Bullrich, reunidos por la situación de inseguridad

El encuentro entre Marcelo Domínguez y Patricia Bullrich finalmente se dio. Los ministros se reunieron el martes, como estaba pactado, y hablaron sobre la necesidad de reforzar el trabajo en Salta para poder combatir el crimen organizado. Además, Domínguez le planteó el problema que significa la superpoblación carcelaria. Se supo que ambos ministros y cada uno de los integrantes de sus equipos estudiaron la importancia de aunar esfuerzos y recursos para la lucha contra los delitos complejos. El narcotráfico, contrabando, entre otros, son temas urgentes que Salta debe atender. Por eso, el funcionario provincial especificó la necesidad de la provincia […]

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Hidroeléctricas: Energía dispuso nueva prórroga transitoria de los contratos de concesión

La Secretaría de Energía prorrogó el periodo de transición desde el 19 de enero de 2024 y por sesenta (60) días corridos, para cada uno de los Contratos de Concesión de las Centrales Hidroeléctricas ALICURÁ, HIDROELÉCTRICA EL CHOCÓN ARROYITO e HIDROELÉCTRICA CERROS COLORADOS, conforme lo dispuesto en el Artículo 67.1 de los referidos contratos.

Cabe señalar que estas concesiones han vencido en los últimos meses, desde octubre de 2023, luego de treinta años de vigencia, y que la S.E. puede disponer su prórroga por hasta 12 meses contados desde tales vencimiento. El gobierno anterior había dispuesto una primera prórroga, de 100 días, con vencimiento en el mes en curso.

Ahora, el nuevo gobierno deberá en este período determinar los pasos a seguir respecto de un nuevo contrato, o bien que estas hidroeléctricas pasen a ser operadas por el Estado, algo que no estaría en los planes de la Administración Milei.

A través de la Resolución 2/2024, ya oficializada, se explica que “A los efectos de preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en la Cuenca y bajo su responsabilidad, las concesionarias deberán continuar a cargo del Complejo Hidroeléctrico correspondiente y cumplir con todas sus obligaciones derivadas del contrato durante el referido periodo”.

Asimismo, y según el artículo 2 de la Resolución 2/2024, se prorrogó el periodo de transición desde el 28 de febrero de 2024 y por sesenta (60) días corridos, del Contrato de Concesión de la Central Hidroeléctrica PIEDRA DEL ÁGUILA, aplicando idéntico criterio que para las anteriores.

En su artículo 3 la Resolución establéce “la continuidad de ENERGÍA ARGENTINA S.A.(ENARSA) como veedor para todas las centrales referidas, quien actuará con el alcance establecido en cada uno de los Contratos de Concesión”.

Lo dispuesto por la secretaría a cargo de Eduardo Rodriguez Chririllo, fue notificado a las sociedades concesionarias y a ENARSA, y comunicado al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).

En los considerandos de la resolución se puntualiza entre otros conceptos que “la energía hidroeléctrica constituye una fuente renovable de generación segura y limpia que, además, favorece la diversidad de la matriz energética y otorga confiabilidad al Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”.

En la ecuación energética argentina tiene una importante participación la hidroelectricidad. Sumadas a éstas, se cuentan entre las más importantes las binacionales Yacyretá y Salto Grande, a las que se sumarán las dos hidroeléctricas en construcción -con financiamiento chino- (denominadas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic) para el aprovechamiento del río Santa Cruz.

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Paritaria petrolera: recomposición de casi 50% y nueva reunión en febrero

Los sindicatos petroleros y del personal jerárquico de las distintas cuencas del país acordaron con las cámaras del sector un ajuste salarial como parte de la cláusula de revisión trimestral paritaria. En concreto, el incremento fue de 47,6% e impacta desde el mes de enero. La suma está por encima de la inflación de noviembre y diciembre, que acumula 38%.

Las paritarias petroleras se actualizan cada tres meses y las negociaciones están vinculadas al índice de inflación del INDEC. El próximo vencimiento de la paritaria es en abril. Ahora, sindicatos y cámaras se reunirán en febrero, después de que se conozca la inflación de enero.

Reunión

La reunión donde se acordó el ajuste salarial fue en la Secretaría de Trabajo en la ciudad de Buenos Aires. Participaron directivos de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE).

Por parte de los gremios petroleros y jerárquicos estuvieron dirigentes sindicales de Neuquén, Río Negro, La Pampa, Santa Cruz, Chubut, Patagonia Austral, Cuyo, Formosa, Salta y Jujuy y la Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustibles.

El incremento acordado para enero es de 22,8% en términos reales respecto a diciembre de 2023. La suba acordada no es remunerativa en los haberes de enero y no impactará en el Impuesto a las Ganancias. Recién pasará a serlo desde abril. La paritaria petrolera acumula 183% hasta abril de 2024.

, Redaccion EconoJournal

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Argentina será la primera parada del 2024 de la gira de Future Energy Summit

Future Energy Summit (FES) iniciará una nueva gira de su evento más convocante para el sector energético público y privado en el que reúne a cientos de autoridades, ejecutivos y referentes de la industria de las energías renovables. 

La primera parada del 2024 será nada más ni nada menos que en Argentina, país al que FES siempre quiso aterrizar para continuar con la meta de la transición energética en América Latina, y que si bien ya contó con diversos summit virtuales, por primera vez tendrá una jornada presencial organizada por la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam

La cita será el lunes 11 de marzo en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires en la que se espera que más de 300 ejecutivos, empresas, inversionistas y líderes de la región concurran a este evento sin igual. 

JA Solar, Longi, DREICON, Trina Solar, 360 Energy, AE SOLAR, FMO e IMPSA son algunas de las empresas que serán parte de un evento que promete paneles exclusivos de debate y espacios claves para el más sofisticado networking. 

Además, también se puede adelantar que el Future Energy Summit Argentina contará con la presencia de destacadas personalidades de la cartera de las renovables, así como referentes de asociaciones, entidades financieras, desarrolladoras, epecistas y fabricantes internacionales líderes.

ASISTE A FUTURE ENERGY SUMMIT

Por ejemplo, algunos de los speakers ya confirmados son Bernardo Andrews (CEO de Genneia), Martin Brandi (CEO de Petroquímica Comodoro Rivadavia), Guillermo Hoerth (CEO de Cauchari Solar), Álvaro Villasante (vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación del Grupo Energía Bogotá), Martín Genesio (presidente y CEO de AES Argentina), Rubén Omar López (director Energías Renovables de Central Puerto) y Federico Sbarbi Osuna (CEO de 360Energy), entre otros. 

El evento con el que comienza la gira de FES se da en un contexto del inicio de un nuevo gobierno en Argentina, el cual ya anticipó giros en la política energética argentina mediante la actualización normativa  el fortalecimiento regulatorio y de políticas, a la par que genera que las expectativas en algunos sectores de las energías renovables estén en aumento.

Con ello se identifica un claro interés porque el sector privado apalanque las nuevas inversiones en proyectos de generación de fuentes renovables e infraestructura eléctrica, permitiendo un mayor dinamismo y flexibilidad en la toma de decisiones de mercado y en pos de cumplir con  los objetivos planteados en la Ley N° 27191 (20% de participación de las renovables al cierre del 2025) y los compromisos asumidos en el Acuerdo de París y la COP28.

ASISTE A FUTURE ENERGY SUMMIT

Y cabe recordar que durante la última Conferencia de las Partes realizada en Dubai, Emiratos Árabes Unidos (EAU), Argentina adhirió a la declaración junto a más de 120 países y 300 organizaciones mundiales para duplicar las acciones de eficiencia energética y triplicar las energías renovables, para alcanzar los 11000 GW a 2030 a nivel mundial. 

A ese panorama se debe añadir que hay más de 150 parques y casi 4000 MW renovables que entrarán en operación en el corto plazo en Argentina, dado todos aquellos proyectos asignados con prioridad de despacho en el Mercado a Término (MATER) y los adjudicados en la licitación pública RenMDI, realizada en el primer semestre del 2023. 

ASISTE A FUTURE ENERGY SUMMIT

Future Energy Summit (FES) brindará el espacio ideal para debatir los principales temas de la agenda del sector, visibilizar las oportunidades regulatorias y de inversión, como así también explorar nuevos negocios sostenibles en el camino de la transición energética regional. 

Súmate a la ola renovable de FES y forma parte de este diálogo de alto nivel junto a líderes del sector público y privado de Latinoamérica.

Revive el éxito del evento de Future Energy Summit en 2023 

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Petroleras apoyan ley ómnibus y anticipan que podrían invertir u$s 15.000 millones

La cámara que nuclea a las principales petroleras del país defendió la ley en el Congreso. Aseguran que la libertad de precios y de exportación crea las condiciones que necesita el sector, y anticipan inversiones millonarias. Las empresas petroleras más importantes del país realizaron un fuerte apoyo a la ley ómnibus que se debate en el Congreso. Así lo hicieron saber este martes con la presencia en la Cámara de Diputados de Carlos Ormachea, presidente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH). Ormachea, quien a su vez es CEO de Tecpetrol, la petrolera del grupo Techint, defendió […]

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Enarsa decide sobre la continuidad de la Etapa II del Gasoducto Néstor Kirchner

El lunes 22 vence el nuevo plazo de la presentación y apertura de ofertas para la compra de caños que permitirá abordar la segunda etapa del gasoducto, con exclusivo financiamiento privado. El ducto troncal tiene su Km. 0 en Tratayén, en la provincia de Neuquén, y llega en su primer tramo a Salliqueló. La Etapa II lo conectará con el sur santafesino, en San Jerónimo. La estatal Energía Argentina (Enarsa) deberá definir esta misma semana si procede a la apertura de las ofertas para la compra de los caños del proyecto de construcción de la Etapa II del Gasoducto Presidente […]

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India adquirió derechos de exploración para la producción de litio en Catamarca

La empresa estatal Khanij Bidesh India firmó un acuerdo por 24 millones de dólares con la local Camyen, una firma creada por el gobierno provincial para incentivar la minería en la región. La empresa Khanij Bidesh India (Kabil) firmó un contrato de exploración y desarrollo del litio por u$s 24 millones en la provincia de Catamarca, uno de los mayores depósitos argentinos de litio. Según confirmó Pralhad Joshi, el Ministerio de Minas del país asiático, la minera estatal explorará cinco bloques de litio en Catamarca -a lo largo de cinco años- y abrirá una sucursal en la provincia. El ministro […]

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Minería: la apuesta de Río Negro para el 2024

Desde el oficialismo provincial aseguran que la actividad tendrá un gran protagonismo en el plan para recuperar la economía de la región. Oro, plata y la exploración de litio están en agenda. La actividad minera data de hace mucho tiempo, sobre todo en el sur del país, pero en los últimos años hubo distintas reformas y cambios que fomentados desde los ejecutivos provinciales y también nacional en cuanto a la regulación y permisos. En el 2005 se promulgó en Río Negro la Ley 3.981 que prohibía la explotación minera con la utilización de sustancias tóxicas como mercurio y cianuro, motivada […]

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Pluspetrol afina los detalles finales de su nueva planta en La Calera

La primera etapa de la CPF está a punto de entrar en marcha y le permitirá a la compañía procesar más gas natural. Pluspetrol afina los detalles finales de su nueva planta en La Calera La empresa quiere dar un salto de 5 MMm3/d de gas a 10 MMm3/d. Incluso proyecta escalar a 20 MMm3/d en los próximos años. Uno de los proyectos más prometedores de Vaca Muerta es La Calera, un yacimiento destacado donde Pluspetrol apuntó todos sus cañones en los últimos años. De hecho, la nueva planta de procesamiento (CPF, Central Processing Facility) está entrando en sus últimas […]

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Mendoza se suma a las provincias petroleras para hacerse fuerte ante la ley ómnibus

La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, asistirá en representación de Alfredo Cornejo a la reunión de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, confirmó que estará presente en la reunión que se realizará este miércoles por la tarde entre las provincias que componen la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi), para sentar una postura conjunta con respecto a las modificaciones que Javier Milei incluyó en la ley ómnibus que se encuentra en comisiones de Diputados de la Nación. Latorre señaló que, si bien la Provincia no tiene […]

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Petroleras bajan el precio de las naftas para competir con YPF y frenar la caída de ventas

Puma y Axion se ubican entre las compañías que empezaron a reducir sus precios. Empresarios del expendio reconocen caída estrepitosa de la demanda A contramano de lo que viene ocurriendo en los últimos años, la nafta comenzó a bajar en distintas estaciones de servicio, distribuidas sobre todo en el interior de la Argentina. Tras el incremento acumulado del 140% aplicado a los surtidores desde diciembre a esta parte, distintos puntos de venta activaron rebajas para tratar de acercarse a los valores establecidos por la estatal YPF. Si bien la reducción aún es observada como «simbólica» por los actores de la […]

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Avanzan los permisos para explorar la formación Vaca Muerta en Río Negro

Se trata de la exploración de dos áreas hidrocarburíferas. La oportunidad de inversión es grande. El objetivo es la formación geológica Vaca Muerta. El año pasado dejó una buena noticia en términos de exploración del subsuelo provincial a partir de la adjudicación de una licitación por las áreas hidrocarburíferas “Confluencia Norte” y “Confluencia Sur” a la empresa Kilwer SA, subsidiaria de Phoenix Global Resources. El objetivo es la formación geológica Vaca Muerta. El proceso se inició en el 2022 a partir de la presentación de un Proyecto de Iniciativa Privada por parte de Kilwer para las dos áreas adjudicadas. A […]

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Gigante coreano Posco y minera canadiense llegan a un acuerdo sobre un área de litio en disputa y la explotarán en conjunto

La minera surcoreana Posco, un gigante del acero y litio a nivel mundial, y la canadiense junior Lithium South llegaron a un acuerdo para explotar de manera conjunta un área ubicada en el medio de los proyectos que cada compañía tiene en la Puna argentina. Se trata de una zona limítrofe que históricamente está sin definir entre Salta y Catamarca que es rica en recursos de litio y que ambas empresas se estaban disputando. Según el acuerdo, las mineras compartirán en partes iguales la salmuera de los bloques Norma Edith y Viamonte del Salar del Hombre Muerto, uno de los más importantes en recursos del Triángulo del Litio y que en la parte de la Argentina comparten ambas provincias.

“Con el ánimo de encontrar una solución para permitir que ambas compañías accedan a la salmuera en estas áreas y para evitar un largo compromiso legal, costoso e incierto, Lithium South y Posco acordaron desarrollar conjuntamente los bloques y compartirlos 50 y 50 (por ciento)”, destaca un comunicado difundido por la firma canadiense.

Salar del Hombre Muerto 

Este salar es uno de los mejores para la producción de litio del país por la calidad del recurso. Es el corazón de la parte argentina del Triángulo del Litio y lo comparten las provincias de Salta y Catamarca. En ese salar, la minera Livent produce litio hace 25 años. En el Salar del Hombre Muerto tienen proyectos importantes compañías como Alpha Lithium (Tecpetrol), Arcadium Lithium (la compañía formada luego de la fusión entre Livent y Allkem), NRG Metals, Galaxy Resources y Galan Lithium, entre otros.

Proyectos

Pohang Iron and Steel Company (Posco) desarrolla el megaproyecto Sal de Oro en el lado catamarqueño del Salar del Hombre Muerto. Entrará en producción en poco tiempo y en total la minera coreana invertirá US$ 4.000 millones para 2030 para producir 50.000 toneladas anuales de litio (carbonato e hidróxido), poco más de lo que hoy produce toda la Argentina.

El desarrollo de Posco es lindero del proyecto “Hombre Muerto Norte (HMN)” de Lithium South, ubicado también en el Salar del Hombre Muerto, pero del lado de Salta. En 2023 este proyecto aumentó 175% la estimación de recursos en el salar y está por presentar el estudio de factibilidad. El proyecto HMN de la canadiense está compuesto por los bloques Alba Sabrina (2.089 hectáreas), Natalia María (115 ha), Gastón Enrique (55 ha) y Tramo (383 ha).

Comunicado de Lithium South.

Zona de conflicto

El norte de Catamarca y el suroeste de Salta tienen históricamente una “zona de conflicto” (ahora llamada “zona de cooperación”) porque desde hace décadas no está claro el límite entre ambas provincias. El boom del litio hizo resurgir esté conflicto. El riesgo para los proyectos es que algunos podrían tener doble regulación y tributación. Si bien la discusión tiene antecedentes en el Siglo XIX, en el año 1900 el gobierno nacional creó el Territorio Nacional de Los Andes que abarcó esta zona limítrofe poco clara. En 1943 el gobierno de facto de Pedro Pablo Ramírez disolvió el territorio Los Andes y lo dividió en áreas distintas para Catamarca y Salta (también algunas para Jujuy).

En 1969 el dictador Juan Carlos Onganía también emitió un decreto estableciendo un límite entre ambas provincias, pero todo esto quedó sin efecto en la Justicia porque no lo aprobó el Congreso Nacional. En 2015 la Corte Suprema de Justicia de la Nación dictó un fallo reconociendo el litigio, pero le pasó la pelota al Congreso para que lo resuelva. Nada de eso ocurrió todavía. En algunos proyectos mineros de la década de 1980, la Justicia falló a favor de Salta argumentando que tiene registros de la actividad más antiguos que Catamarca. El argumento de esta última es que fue la provincia que comenzó primero a explotar la zona.

Mesa del Litio 2021

El conflicto permanece sin definición de fondo, pero las dos gobernaciones llegaron un acuerdo en una reunión de la Mesa del Litio realizada en 2021 para que los proyectos mineros puedan continuar, explicaron a EconoJournal fuentes provinciales. El caso testigo del acuerdo fue el proyecto Sal de Oro de la minera Posco. En los hechos, ambas provincias autorizan los impactos ambientales y reciben las regalías correspondientes, entre otros actos administrativos.

También se definió que en el caso de que haya dos propietarios de proyectos distintos en ambos lados de esta zona se buscará una solución entre las compañías, que fue lo que finalmente ocurrió entre Posco y Lithium South.

Acuerdo 2024

Los bloques Viamonte y Norma Edith están ubicados en un área de doble jurisdicción, por la cual tanto Posco (Catamarca) como Lithium South (Salta) venían reclamando el mismo terreno. Los datos preliminares sugieren que estos bloques “tienen un potencial significativo” para la producción de litio, según afirma el comunicado de la minera canadiense.

Además, destaca que “este acuerdo representa una solución fundamental a la histórica cuestión del título provincial y muestra un espíritu de asociación y pragmatismo. El acuerdo estará sujeto a otros compromisos legales y aprobaciones regulatorias según sea necesario”.

, Roberto Bellato

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CNE de Chile sugiere ajustar las fechas de la licitación de Servicios Complementarios de Control de Tensión

La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile planteó la necesidad de ajustar la resolución de Servicios Complementarios de Control de Tensión (SSCC) y, por ende, el calendario de la licitación correspondiente con la que se buscará fortalecer el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), evitar costos térmicos y dejar preparado un mejor escenario para las energías renovables en el país. 

El objetivo de la recomendación por parte de la CNE está vinculado con la modificación de la Resolución SSCC y que ésta se encuentre totalmente tramitada para el momento de la recepción de ofertas. 

Y de acuerdo al documento enviado al Coordinador Eléctrico Nacional de Chile, la CNE informó estimó que las modificaciones normativas necesarias manifestadas anteriormente “no ocurrirán antes del 16 de febrero del corriente año”.

Aunque cabe recordar que estaba previsto que el proceso licitatorio se desarrolle entre marzo y noviembre del 2023, a fin de hacer la adjudicación de los SSCC, que puede ser parcial o total e iniciar las obras está previsto para diciembre de dicho año. 

Pero a raíz de distintas cartas y cambios en la convocatoria, las últimas bases y condiciones se publicaron el 8 de enero del 2024 y allí se estableció que el periodo de recepción de propuestas abarcaría desde el lunes 22 de enero hasta el miércoles 24 de enero.

Un día más tarde se llevaría adelante la apertura de ofertas administrativas y técnicas y el martes 09 de abril se haría el de ofertas técnicas, para que finalmente la adjudicación sea el 24 de abril. 

Por lo que habrá que esperar qué decisiones toman las autoridades y si nuevamente hay una prórroga de la licitación de Servicios Complementarios de Control de Tensión. 

¿Por qué la modificación? En primera instancia, el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) realizó una consulta a la Comisión Nacional de Energía sobre la forma en que deben considerarse los costos de operación (servicios auxiliares y retiros) en las ofertas que se presenten en el proceso. 

A lo que la CNE respondió que el servicio se remunera conforme al valor adjudicado durante el periodo que comprende el contrato respectivo, de conformidad con el mecanismo de evaluación y adjudicación de las ofertas establecido en las bases de licitación fijadas por el Coordinador al efecto, y que permita la operación más económica del sistema eléctrico. 

“Dicho valor adjudicado deberá considerar costos de oportunidad, operación, desgaste, mantenimiento, habilitación y/o implementación, entre otros”, afirma el documento al que accedió Energía Estratégica. 

“Las características de diseño de los SSCC que involucren nueva infraestructura, deberán ser fundamentadas mediante estudios técnicos-económicos que elabore el Coordinador, evaluando en éstos el cumplimiento de estándares de seguridad y calidad de servicio y la minimización del costo de inversión, operación y mantenimiento”, agrega. 

Sin embargo, desde la Comisión Nacional de Energía aclararon que la normativa vigente “impide” excluir los costos de operación de la infraestructura de la oferta económica que los agentes deben realizar. 

Por lo que resultaría necesario distinguir de entre las componentes de costos de operación a aquellas que dependen del retiro de energía, y precisar la forma en que éstas deberían ser consideradas y remuneradas en la licitación, con la finalidad de disminuir los factores de incertidumbre y promover un llamado eficiente.

Por otra parte, el organismo que encabeza Marco Antonio Mancilla también le solicitó al CEN una actualización de la evaluación del proyecto, en particular en la componente de costos, precisando con mayor detalle las componentes del COMA (costo de operación, mantención y administración), a la par de una actualización de las simulaciones contenidas en el Informe de SSCC 2023, entre otros aspectos.

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Uno de cada 3 módulos solares que se venden en Latam son Jinko

El panorama de la energía solar en América Latina revela una tendencia al alza, con JinkoSolar a la vanguardia de este crecimiento. Esto se vio reflejado en el megaevento Latam Future Energy Andean Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) en Bogotá.

Durante la feria, Miguel Covarrubias, director de ventas para la región Andina de JinkoSolar, reveló a Energía Estratégica que el 2023 marcó un año de consolidación para la compañía en la región. 

“Con la maduración del mercado y el fortalecimiento de sus equipos en varias zonas, JinkoSolar cumplió con las metas propuestas y registró un crecimiento significativo en comparación con el año anterior”, afirmó.

Mercados más atractivos

A pesar de ciertos retos en países como Chile, donde el crecimiento de instalaciones fotovoltaicas no ha sido el esperado, la empresa mantiene un pipeline sólido y espera que el 2024 sea aún más prometedor.

El director destaca que, pese a las dificultades normativas que han ralentizado el desarrollo de proyectos en Chile, hay un crecimiento notable en Argentina que podría ser mayor si se superan los desafíos macroeconómicos relacionados con las importaciones. 

Asimismo, el ejecutivo resaltó avances importantes en proyectos de gran envergadura en Perú, Ecuador y Colombia, siendo este último un mercado de especial interés para la empresa en los años venideros.

Fuerte apuesta por los módulos tipo N y sistemas de almacenamiento

En cuanto a innovación tecnológica, Covarrubias afirmó que JinkoSolar ha tomado la delantera con la transición a la tecnología de tipo N, superando en eficiencia a los módulos de tipo P. 

“Esta tecnología no solo optimiza el costo nivelado de energía sino que también establece a la empresa como líder en el cambio industrial hacia soluciones más eficientes y confiables”, argumentó.

Además, señaló que la compañía ha incursionado en el área de almacenamiento de energía, convencida de que la tecnología solar 24/7 es una realidad próxima, especialmente en Chile debido a sus políticas de contención.

En este sentido, Covarrubias anunció que están próximos a comercializar sus primeras baterías, con Chile posicionado como el mercado más atractivo para estas soluciones. No obstante, reveló que ya han instalado sistemas menores en Brasil y México y se encuentra avanzando en negociaciones para proyectos más significativos en Chile.

Gran participación del mercado

De acuerdo al experto, a nivel de presencia, JinkoSolar domina con un 30% de cuota de mercado en la venta de módulos solares en Latinoamérica, lo que significa que uno de cada tres módulos vendidos en la región es de su marca. 

A nivel global, la empresa ostenta una participación de mercado del 15% y cuenta con una capacidad productiva de aproximadamente 80 GW.

De esta forma, la visión de JinkoSolar refleja con optimismo una estrategia proactiva para mantenerse como líderes en el sector de energías renovables en América Latina. 

Normalización en la cadena de suministro

Finalmente, en lo que respecta a la cadena de suministro post-pandemia, la situación parece favorable para JinkoSolar.  Según Covarrubias, la empresa ha observado una mayor oferta y competitividad en el mercado del silicio, componente que representa alrededor del 50% del costo de un panel fotovoltaico. 

Y concluyó: “Esta tendencia ha contribuido a una reducción en el precio de los módulos y, actualmente, no se perciben restricciones significativas en la cadena de suministro que puedan impactar la capacidad productiva de la compañía”.

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IBD Invest analiza destinar millones a un proyecto del Caribe que integra agrovoltaica, baterías de litio e hidrógeno verde

En el este del Caribe, un proyecto de vanguardia está tomando forma, considerando las últimas tendencias de agrovoltaica, almacenamiento en baterías de litio e hidrógeno verde.

Se trata del «Renewstable Barbados Power Plant Project» que ha captado la atención de la Corporación Interamericana de Inversiones (IDB Invest). publicándolo en su web dentro del listado de proyectos que ingresaron bajo análisis (ver más).

En estos momentos, IDB Invest se encontraría realizando una debida diligencia para un préstamo de hasta US$35 millones como parte de la deuda sindicada a Renewstable® (Barbados) Inc. («RSB»), vehículo de propósito especial (SPV).

El proyecto, promovido por Hydrogene de France (‘HDF Energy’) and Rubis Caribbean Holdings Inc., tiene como objetivo construir y operar una instalación de energía solar fotovoltaica híbrida de carga base con almacenamiento de hidrógeno en Harrow Plantation, Parroquia de San Felipe, Barbados.

Según el diseño del proyecto reportado por IDB Invest, se garantizará una capacidad firme de 13 MW de 8 am a 5 pm y de 8 pm a 22:00 horas, y 3 MW durante el resto de la noche. Este ambicioso objetivo se logrará mediante una planta solar fotovoltaica de 50 MWp, combinada con un sistema de almacenamiento de energía que utiliza tecnologías de hidrógeno para el almacenamiento a largo plazo y un sistema de baterías de iones de litio para el almacenamiento a corto plazo.

La complejidad del proyecto se refleja en sus componentes clave:

i) una planta de energía solar fotovoltaica de 50 megavatios pico (“MWp”) que constará de un conjunto de 96.154 paneles solares, equipados con células fotovoltaicas, que se montarán en el suelo en un sistema de inclinación fija, configuración orientada al sur;

ii) un sistema de almacenamiento de energía en baterías de corto plazo (“BESS”) con una capacidad instalada de 15 megavatios (“MW”) alojado en gabinetes; y

iii) un sistema de almacenamiento de energía de hidrógeno a largo plazo (“HESS”), compuesto por electrolizadores, con una capacidad total equivalente a 16 MW que dividirá las moléculas de agua (H2O) en hidrógeno (H2) y oxígeno (O2), compresores y contenedores presurizados para almacenar el H2, y pilas de combustible de hidrógeno con una capacidad total equivalente a 3 MW, que combinarán el hidrógeno almacenado con el oxígeno disponible en el aire circundante para generar energía (electricidad). El Proyecto generará aproximadamente 56.000 megavatios-hora (“MWh”) por año de energía solar con almacenamiento de hidrógeno, proporcionando así energía renovable no intermitente al equivalente de aproximadamente 18.680 clientes residenciales anualmente1 (basado en una producción de energía mensual promedio de 4,67 GWH).

Se espera que este proyecto firme un Acuerdo de Compra de Energía («PPA») a 25 años con el operador de la red nacional, Barbados Light and Power Company («BLPC»), asegurando así su contribución continua al suministro eléctrico del país. Pero aquello no sería todo.

Renewstable® (Barbados) Inc. no solo se enfocará en proporcionar energía eléctrica no intermitente, libre de carbono y renovable a la red nacional, sino que también integrará una actividad de cría de ovejas Blackbelly de envergadura dentro de la planta de energía solar y las áreas verdes circundantes.

Hasta la fecha, el proyecto ha avanzado en su compromiso ambiental y social, presentando un Estudio de Impacto Ambiental y Social a las autoridades locales. El proceso de Debida Diligencia Ambiental y Social («ESDD») incluirá entrevistas con ejecutivos clave del cliente, análisis del Sistema de Gestión Ambiental y Social, y la evaluación de información sociolaboral del proyecto. El resultado del ESDD determinará la categorización del proyecto, identificará posibles brechas de cumplimiento y elaborará un Plan de Acción Ambiental y Social para cerrar esas brechas, cumpliendo así con la Política de Sostenibilidad Ambiental y Social de IDB Invest.

Visto aquello, el IDB Invest, sujeto a la debida diligencia, estará evaluando durante este semestre la posibilidad de otorgar un préstamo de hasta US$35 millones como parte de la deuda sindicada a RSB. Ahora bien, considerando que el costo total estimado del proyecto es de aproximadamente 165 millones de dólares estadounidenses para financiar, construir y poner en marcha este proyecto innovador, el financiamiento solicitado a RSB para continuar avanzado asciende a hasta 132 millones de dólares estadounidenses.

HDF Energy planea su primer proyecto Renewstable en Barbados

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La CREG extendería por 30 días la subasta programada de Cargo por Confiabilidad

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) reafirma la importancia y la necesidad de incrementar la capacidad de generación de energía firme en el Sistema Interconectado Nacional, mediante la subasta del cargo por confiabilidad para finales de 2027.

No obstante, ha sido necesario estudiar la posibilidad de extender los plazos del cronograma de la subasta como máximo por 30 días tal como se propuso en la resolución en consulta, con el propósito de garantizar que la expansión de la generación esté alineada con las disposiciones del Plan Nacional de Desarrollo.

De otra parte, el tiempo propuesto de aplazamiento obedece al cumplimiento de los requisitos normativos que buscan el ejercicio de la participación de los interesados y el concepto de la Superintendencia de Industria y Comercio.

Finalmente, la CREG aclaró que la Resolución definitiva no se ha expedido aun.

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Sheinbaum llamó a acelerar la transición energética frente a empresarios mexicanos y estadounidenses

El aumento significativo en la demanda de energías limpias, especialmente la solar, se ha dado como consecuencia del crecimiento continuo del nearshoring y la presencia creciente de compañías internacionales en México.

Bajo esta premisa, la precandidata a la presidencia por el partido de Morena, Claudia Sheinbaum, dejó al descubierto sus intenciones por descarbonizar la economía mexicana, no solo para cumplir con los compromisos asumidos internacionalmente sino también para poder aumentar las inversiones a nivel internacional, durante una reunión  con la American Society de México. una organización apartidária y sin fines de lucro establecidos por sus estatutos originales para representar a los intereses privados de los Estados Unidos en México.

Gracias a la American Society of Mexico (@amsocmx) por la invitación y la excelente y productiva reunión. México es hoy el principal socio comercial de los Estados Unidos y queremos mantener la inversión extranjera y las oportunidades de la relocalización de empresas, en nuestro… pic.twitter.com/jMLiBb1OYR

— Dra. Claudia Sheinbaum (@Claudiashein) January 15, 2024

“México tiene que acelerar su transición energética, no solamente para contribuir a la disminución de gases de efecto invernadero, sino también para incorporarnos al mercado internacional, lo cual es fundamental”, afirmó.

De acuerdo a la candidata esta apuesta por las energías limpias debe hacerse a través de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y otra parte de los privados con “reglas claras”.

Respecto a esto, señaló que la generación a través del autoabasto para empresas en México, que en tiempos pasados enfrentó numerosos problemas legales y técnicos en la red de transmisión, podría realizarse correctamente y dentro del marco legal si se hace de manera adecuada.

“El autoabasto bien hecho se puede hacer en el marco de la ley. La visión es acelerar la transición energética en un marco en donde quede claro la inversión pública y la inversión privada en los esquemas que se tengan que generar dentro del sistema interconectado”, comentó.

Elecciones en México

Cabe destacar que las elecciones presidenciales se llevarán adelante el domingo, 2 de junio de 2024 y Claudia Sheinbaum es quien lidera las encuestas para convertirse en la sucesora de Andrés Manuel López Obrador (AMLO). 

Su principal opositora es Xóchitl Gálvez Ruiz, perteneciente a las alianzas entre el PAN, PRD y PRI y quien también compite por la presidencia es  Samuel García por el Movimiento Ciudadano.

Paradójicamente, en oportunidades anteriores, Gálvez Ruiz, opositora del oficialismo, publicó un polémico video de campaña en sus redes sociales en el cual critica la visión del gobierno actual y denuncia cierta complicidad entre Claudia Sheinbaum Pardo y AMLO al apostar a los combustibles fósiles. Además, en la grabación Gálvez se describe a sí misma como la verdadera experta en energías renovables.

No obstante, lo cierto es que a seis meses de las elecciones presidenciales, ambas candidatas prometen trabajar fuerte para diversificar la matriz energética de México.  

Según especialistas consultados por Energía Estratégica, independientemente de quien llegue al poder, es claro que México debe apostar hacia fuentes de energías más limpias si quiere cumplir con los compromisos internacionales asumidos y también preservar los tratados de libre comercio que tiene con Estados Unidos y Canadá.

Por ello, quien asuma como presidente necesitará sentar las bases para el crecimiento de las energías renovables en el país, sobre todo, si quieren aprovechar las oportunidades que traen la relocalización de empresas.

 

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EDP Renewables busca consolidarse como operador en Chile para el 2024

En el marco del Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, Enrique Alvarez-Uria, Country Manager de EDP Renewables en Chile, compartió su visión sobre el futuro de la energía renovable en el país. 

EDP Renewables, una utility integrada de origen portugués con presencia en diversos países, incluyendo Estados Unidos, México, Colombia y Chile, busca consolidar su posición en el mercado chileno para 2024, enfocándose en la generación de energía eólica, solar y el uso de baterías”, explicó Álvarez Uria.

Balance y expectativas

El ejecutivo describió el 2023 como un año de consolidación para EDP Renewables en Chile, donde viene trabajando intensamente en la construcción de su primer parque eólico. 

“La experiencia ha sido positiva, con un fuerte apoyo tanto del sector privado como del público.  La compañía aspira a convertirse en un operador clave en Chile para 2024, no solo en construcción sino también en desarrollo y diversificación de su cartera, incluyendo energía solar, eólica y baterías”, señaló. 

De acuerdo al experto, la empresa confía en que las autoridades comprendan la importancia de evolucionar la regulación para continuar el éxito de los proyectos renovables.

Desafíos y oportunidades

EDP Renewables, atraída inicialmente por la capacidad de comercializar energía a través de PPAs y contratos a largo plazo, ha enfrentado desafíos como el desacople de precios y los costes laterales. 

A pesar de estos retos, Alvarez-Uria se muestra optimista sobre la superación de estos obstáculos. Según reveló, la empresa está construyendo un parque eólico en Coquimbo y ve oportunidades en PPAs bilaterales, especialmente con la industria minera chilena que busca electrificar y descarbonizar sus operaciones.

Portfolio y vehículos de contratación

El experto reveló que EDP Renewables está trabajando con Nordex Acciona para la puesta en marcha de su primer parque eólico en Chile y ha adquirido turbinas de Goldwind

Con 15 GW de capacidad instalada, principalmente eólica, la empresa busca proporcionar energía firme y continua a sus clientes. La diversidad de PPAs regulados y la participación de la banca han sido atractivos para EDP, aunque ahora se observa una pausa en el interés bancario.

En conclusión, Alvarez-Uria enfatiza la necesidad de prudencia en el sector, especialmente considerando la falta de velocidad de la regulación en comparación con el ritmo de construcción de proyectos fotovoltaicos y eólicos. 

No obstante, EDP Renewables está comprometida a invertir a largo plazo en Chile, un país que ha se tomado en serio la descarbonización. Con un contexto geopolítico favorable y una creciente demanda de electrificación, la empresa ve un futuro prometedor en el mercado chileno.

 

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Por un nuevo impuesto a las emisiones de metano, petroleras temen el cierre de 300.000 pozos en EE.UU.

Cientos de pequeños productores independientes de petróleo y gas en los Estados Unidos advierten que sus explotaciones se volverán económicamente inviables si el gobierno avanza con la regla propuesta para la aplicación del impuesto a las emisiones desperdiciadas de metano. Se trata del primer impuesto o tarifa de alcance federal que se aplicará en EE.UU. sobre emisiones de gases de efecto invernadero. Una estimación indica que hay unos 300.000 los pozos de baja producción en riesgo de cierre permanente debido al impuesto, que comenzará a aplicarse en 2025 sobre las emisiones de 2024.

La Agencia de Protección Ambiental de los EE.UU. (EPA) publicó el viernes su propuesta de regla para la aplicación del Cargo sobre las Emisiones Desperdiciadas de metano. Este impuesto sobre las instalaciones del sector petrolero forma parte de un set de tres iniciativas o regulaciones para la reducción de las emisiones de metano incluido en la Ley de Reducción de la Inflación, aprobada por el Congreso en 2022.

Las nuevas regulaciones en materia de metano establecen un techo máximo de emisiones desperdiciadas por cada instalación petrolera. El cargo se aplicará sobre las emisiones que superen ese límite, con un monto inicial de US$ 900 por cada tonelada de emisiones desperdiciadas en 2024, elevándose a 1200 dólares por las emisiones de 2025 y a 1500 dólares desde 2026.

“Bajo el liderazgo del presidente Biden, la EPA está implementando una estrategia integral para reducir las emisiones residuales de metano que ponen en peligro a las comunidades y alimentan la crisis climática”, dijo el administrador de la EPA, Michael S. Regan. “La propuesta de hoy, cuando esté finalizada, respaldará un conjunto complementario de estándares tecnológicos y recursos históricos de la Ley de Reducción de la Inflación, para incentivar la innovación de la industria y la acción inmediata”, agregó.

Impacto sobre las productoras

Las principales asociaciones de empresas productoras de hidrocarburos en EE.UU. rechazaron la metodología propuesta por la agencia ambiental para la aplicación del recargo. La principal objeción es que alcanza a los pequeños productores, un universo que representa alrededor de un millón de barriles diarios de producción.

La Asociación de Productores de Petróleo Independientes (IPAA) cuestionó que el recargo al metano aprobado por el Congreso en 2022 no fue debatido en audiencias públicas ni se estimó su impacto sobre los precios para los consumidores y sobre la producción doméstica. Sobre este punto, la IPAA advirtió que el impuesto y el resto de las regulaciones llevarán al cierre de 300.000 de los 750.000 pozos de baja producción que existen en EE.UU.

Un reporte de la asociación indica que los pozos de baja producción son aquellos que producen 15 barriles/día (o 90.000 pies cúbicos de gas por día) o menos. El promedio nacional de producción en estos pozos es de aproximadamente 2,5 barriles por día. De los aproximadamente un millón de pozos activos de petróleo y gas natural en Estados Unidos, alrededor de 750.000 son pozos de baja producción, normalmente operados por pequeñas empresas. Sin embargo, estos pozos de baja producción producen alrededor de un millón de barriles diarios de petróleo y representan entre el 8 y el 10% de la producción diaria de gas.

El Instituto Americano del Petróleo (API) también cuestionó las reglas propuestas por la EPA y pidió trabajar con el Congreso para derogar el impuesto. «Si bien apoyamos una regulación federal inteligente del metano, esta propuesta crea un régimen regulatorio incoherente y confuso que sólo sofocará la innovación y socavará nuestra capacidad para satisfacer la creciente demanda de energía”, dijo la API en un comunicado.

El recargo fue impulsado por el gobierno federal para alentar a la industria a adoptar mejores prácticas que reduzcan las emisiones de metano y así evitar pagar. Pero las asociaciones del sector alegan que la industria ya viene implementando medidas para reducir las emisiones y que las nuevas regulaciones no incentivarán las mismas sino que afectarán la producción de hidrocarburos.

Regla definitiva para el metano

El cargo funcionará en tándem con una regla definitiva sobre el metano emitida por la EPA en diciembre que busca reducir las emisiones de metano y otros tipos de contaminación atmosféricas provenientes de operaciones de petróleo y gas, tanto existentes como nuevas, según declaraciones del administrador de la agencia. Esta regla definitiva introduce nuevos estándares para la industria petrolera y otorga un plazo de dos años a los estados para que implementen programas de reducción de sus emisiones de metano.

La regla propuesta por la EPA en lo que respecta al cargo aborda detalles sobre cómo se implementará el mismo, incluido su cálculo y cómo se aplicarán las exenciones. Las instalaciones que cumplan con los estándares de la Ley de Aire Limpio recientemente aprobados para las operaciones de petróleo y gas estarían exentas del impuesto después de que se cumplan ciertos criterios establecidos por el Congreso.

Protocolo internacional para el metano

La Ley de Reducción de la Inflación estableció un Cargo sobre las Emisiones Desperdiciadas de metano para determinas instalaciones de petróleo y gas que reportan emisiones de más de 25.000 toneladas métricas de dióxido de carbono equivalente por año al Programa de Informes de Gases de Efecto Invernadero.

La agencia exige que el cálculo del impuesto al metano este basado en datos empíricos entregados por las productoras para agosto de 2024. La agencia deberá emitir la regla definitiva respecto al cargo antes de que finalice el año.

Las productoras debaten cómo pueden adecuarse a la regla propuesta. Un punto de referencia es el Protocolo para el Metano en Petróleo y Gas de las Naciones Unidas (UN-OGMP), que establece cinco niveles de medición de las emisiones del gas. El nivel cinco o «estándar de oro» implica la medición de las emisiones en las instalaciones en tiempo real.

“Dadas las noticias sobre el impuesto al metano, dada la variedad de conversaciones que estamos observando en el mercado sobre OGMP, existe un alto grado de probabilidad de que (el protocolo) OGMP pueda implementarse como el marco de referencia que los inversores, las (compañías) aseguradoras y otros actores en los mercados de capitales demandarán”, explicaba un analista de la industria en un webinar sobre el tema organizado por el IPAA.

Metano

Las iniciativas para reducir las emisiones de metano ganaron impulso con el lanzamiento en 2021 del Global Methane Pledge, un acuerdo no vinculante entre países que asumieron el compromiso de reducir colectivamente las emisiones de metano en un 30% desde los niveles de 2020 para el 2030. Argentina fue uno de los primeros países en suscribir el acuerdo, que ya cuenta con 149 países participantes. Como punta de lanza para alcanzar el objetivo, la Secretaría de Energía lanzó a través de la resolución 970/2023 el programa nacional para medir y reducir las emisiones fugitivas en la producción de hidrocarburos, una iniciativa adelantada por EconoJournal.

El metano es uno de los gases de efecto invernadero más potentes. Junto al dióxido de carbono y el óxido nitroso son los gases de efecto invernadero más comunes. Hay 200 veces menos metano que dióxido de carbono en la atmósfera, pero el primero es varias veces más potente que el CO2.

Estados Unidos y la Unión Europea consideran que la reducción rápida de las emisiones de metano es complementaria a la acción sobre el dióxido de carbono y otros gases de efecto invernadero. Pero reducir las emisiones de metano es “la estrategia más eficaz para reducir el calentamiento global a corto plazo y mantener el objetivo de limitar el calentamiento a 1,5 grados centígrados al alcance”, según la diplomacia estadounidense y europea.

, Nicolás Deza

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DAS Solar obtiene la certificación EPD de EPD Italia

Recientemente, DAS Solar ha sido evaluado y registrado con éxito la certificación de Declaración Ambiental de Producto (EPD) de EPD Italia para una gama completa de módulos fotovoltaicos. Este logro facilitará a DAS Solar la expansión de su presencia en el mercado internacional y la realización de contribuciones significativas al desarrollo verde y sostenible global.

Basada en ISO 14025 y EN 1584, la Declaración Ambiental de Producto (PDE) es una declaración ambiental de Tipo III. Con un alto nivel de rigor científico y reconocimiento internacional, implica evaluar y divulgar los impactos ambientales de un producto a lo largo de todo su ciclo de vida.

Durante el proceso de certificación EPD, TÜV SÜD adoptó el estándar de la EPD italiana para realizar una evaluación del ciclo de vida (LCA) de varios productos DAS Solar, incluidos módulos de doble vidrio bifacial tipo N de 72 celdas, módulos de doble vidrio bifacial tipo N de 54 celdas. módulos de vidrio, módulos de vidrio doble bifacial tipo P de 72 celdas, módulos de vidrio simple tipo P de 72 celdas y módulos livianos de alta densidad.

Este informe examina el impacto ambiental de cada etapa de los módulos fotovoltaicos de DAS Solar, incluida la adquisición de materia prima, producción, transporte, instalación, reciclaje y eliminación. Tras una evaluación, varios módulos fotovoltaicos de DAS Solar superaron con éxito la prueba y registraron la certificación EPD Italia.

DAS Solar es una empresa de nuevas energías internacionalizada y comprometida con el desarrollo verde y sostenible. Responde activamente a los objetivos ESG, optimiza continuamente sus operaciones y cultiva profundamente el dominio tecnológico. Además, DAS Solar impulsa la innovación y los avances en tecnología de tipo N, proporcionando a los clientes globales productos de alta calidad, limpios, eficientes y sostenibles.

Además de una optimización técnica continua, DAS Solar ha integrado principios de bajas emisiones de carbono en todo su proceso corporativo.

A través de la integración de recursos y las iniciativas de colaboración, DAS Solar aprovecha el papel fundamental de empresas clave para defender la transformación baja en carbono de la industria y promover el desarrollo verde y sostenible.

Las certificaciones EPD simbolizan un avance fundamental en la globalización de DAS Solar, permitiendo a la empresa superar las barreras comerciales verdes internacionales y amplificar su competitividad e influencia en el mercado global.

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Impsa traslada un horno para la refinería de YPF en Luján de Cuyo

La compañía comenzó la entrega de uno de los tres hornos para el Complejo Industrial en un importante operativo que continuará durante lo que resta de enero y en febrero. Impsa traslada un horno para la refinería de YPF en Luján de Cuyo Impsa comenzó el proceso de entrega de uno de los tres hornos para el Proyecto NEC (Nueva Especificación de Combustibles) en el Complejo Industrial Luján de Cuyo de YPF y que forma parte de la expansión y modernización de la refinería ubicada en la provincia de Mendoza. La empresa informó que una de las principales funciones de […]

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Respaldo de la CEPH al proyecto oficial sobre hidrocarburos

El presidente de la CEPH, Carlos Ormachea, apoyó ante diputados de la Nación el proyecto de Ley ómnibus que impulsa el Poder Ejecutivo, y en lo específico del sector hidrocarburos sostuvo que “si se crean las condiciones, y este proyecto contribuye significativamente a ello, consideramos que para el año 2030, que es un plazo bastante corto, la producción de gas y petróleo puede multiplicar por dos veces y media la producción de petróleo que tenemos hoy en Argentina, llegando a un millón y medio de barriles por día”.

El directivo estimó que con las condiciones de liberalización del mercado que plantea el texto “habrá una inversión a régimen anual de unos 15 mil millones de dólares todos los años”, con los consecuentes impactos fiscales y cambiarios.

Estimó que se generarán ingresos adicionales al fisco por 5 mil millones de dólares anuales, y que “habrá una mejora de 29 mil millones en la balanza comercial de la Argentina, pasando así de un déficit de 4 mil millones de dólares que tuvimos en el año 2022, a un superávit de 25 mil millones de dólares”.

Ormachea respaldó estas cifras considerando el aumento mundial de la demanda de energía. Destacó que Argentina tiene recursos hidrocarburíferos que podrían abastecer el consumo doméstico por 90 años, y remarcó que el país “tiene empresas petroleras con capacidad y con decisión de invertir, como quedó demostrado cada vez que las condiciones estuvieron dadas”.

Los señalamientos de Ormachea en Diputados vinieron a completar lo manifestado en una nota cursada al Secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, en la cual la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos, formalizó “el apoyo de las empresas del sector a las modificaciones a la Ley 17.319, tendientes a liberalizar el sector hidrocarburífero, con medidas que se incluyen en el Capítulo IX del Proyecto de Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos”.

La Cámara empresaria que nuclea a las operadoras de la industria petrolera del país, (por caso, Shell, Vista, YPF, PAE, Pampa Energía, Tecpetrol, Pluspetrol y Total), hace hincapié en el texto girado al Congreso de la Nación, y en lo específico del sector señala que “la libertad de comercio, precios de mercado, la eliminación de interferencias y de posibles discrecionalidades en las decisiones de políticas relativas al sector impactarán positivamente en el proceso de inversión y generación de empleo para el desarrollo pleno de los recursos con que cuenta el país”.

El reemplazo del concepto de autoabastecimiento por el de seguridad energética, la desregulación del mercado interno del petróleo y el gas, de los precios de los combustibles, su relación con los precios internacionales, la libre exportación y el giro de divisas, son conceptos planteados en el texto del gobierno.

“Con el propósito de compartir con el Señor Secretario la visión del sector productor de hidrocarburos sobre lo que podría hacerse en el corto plazo, nos ponemos a disposición para reunirnos con Usted en el momento que lo considere oportuno”, planteó Ormachea el lunes 15, para pocas horas después (el martes) reiterar esta postura durante su participación como invitado durante el Plenario de Comisiones de Diputados que habrá de expedirse sobre el abultado y diverso texto impulsado por la Administración Milei.

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Yacyretá: Avanza la rehabilitación de la UG4

. La Entidad Binacional Yacyretá llevó adelante la maniobra de traslado y descenso del Conjunto Eje-Rodete-Tapas de la Unidad Generadora 4, pieza del orden de las 550
toneladas, en el marco de los trabajos de rehabilitación progresiva y extensión de vida operativa de las turbinas de la central hidroeléctrica.

Bajo la supervisión del Jefe del Departamento Técnico, Marcelo Cardinali, más de 50 profesionales y técnicos participaron de esta compleja maniobra que implicó el uso de nuestros puentes grúa principales, indicó la EBY. También forman parte de este proceso, la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional de Misiones y la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Itapúa (como Supervisión de Obra para Yacyretá) y la Contratista CAPY (IMPSA Argentina y CIE Paraguay).

El proceso completo de Rehabilitación de la UG4 está previsto para ejecutarse en el plazo de un año, y una vez finalizado, esta unidad volverá al servicio comercial.

El Programa Estratégico para la Recuperación del Parque Generador tiene como objetivo realizar la puesta en valor del parque generador manteniendo las prestaciones originales del equipamiento y sosteniendo la potencia instalada.

Estas tareas permitirán extender la vida útil del equipamiento después de 30 años
de generación ininterrumpida, se indicó.

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