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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Cómo será la perforación del Argerich

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Recorte millonario

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

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

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

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

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

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

, Nicolas Gandini

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

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

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

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

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

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

, Roberto Bellato

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

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

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

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

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

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

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

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

 

Estad_sticas_GD_2023_Segundo_Semestre_VF

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

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

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

BOLETIN 10 NOTICIA DE PRENSA DEL 27 DE FEBRERO

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Qué opinión le merece el proyecto de ley?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Así opera el sistema

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

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

Unión de voluntades

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Al respecto, Energía puntualizó que:

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

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

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

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

PARAMETROS CONSIDERADOS

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Nuevos criterios

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

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

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

Nuevo esquema

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

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

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

Subsidios

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

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

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

Resultados que entusiasman

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

— Guillermo Francos (@GAFrancosOk) February 28, 2024

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

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

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

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

— Alberto Weretilneck (@Weretilneck) February 28, 2024

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Cuando el gas natural cambia vidas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Comarsa: Los basureros del fracking en la picota

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

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

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

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

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

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Bolivia obtuvo aproximadamente USD 2.000 millones de renta petrolera en 2023

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

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

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

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

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

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

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

Quién es Carlocchia

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

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

, Roberto Bellato

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

https://t.co/OAakk1Ihl1

— AHER (@AHERenovable) February 29, 2024

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(ver: Permisos de generación vigentes – CRE)

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

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

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

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

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

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

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

De esa capacidad, poco más de 70% ya es renovable pero la compañía va por más, a tal punto que del pipeline de 45 GW a 50 GW globales, Enel Americas proyecta aproximadamente 3 GW o 2.5 GW para la región, los cuales se podrán en operación entre 2024 a 2026. 

“Las tasas de interés están muy elevadas, el costo de capital está muy alto, la volatilidad de los precios todavía es un elemento importante, entonces somos más prudentes con respecto a las inversiones en las energías renovables”, aclaró Aurelio Bustilho De Oliveira.

“Tenemos un pipeline robusto y en la medida que se den las condiciones, reactivaremos esas inversiones. Pero actualmente nos enfocamos principalmente en mejorar la resiliencia y calidad de las redes en los capitales que operamos”, subrayó en la entrevista exclusiva brindada durante la cumbre que reunió a más de 400 ejecutivos, inversionistas, líderes y altos cargos del sector energético de la región. 

¿Qué rol ocupa el almacenamiento en esa cartera de proyectos? El CEO de Enel Americas planteó que ya poseen estudios de storage, pero reconoció que no será la tecnología que más impulsen en el corto y mediano plazo. 

El motivo es que desde la firma observan que el coste y la selectividad aún no resulta muy fuerte y competitiva, por lo que no priorizan el almacenamiento más allá de como complementariedad de algunos parques eólicos; sino que el eje central estará en tener “los frutos más maduros y donde se pueda podemos aportar más”. 

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Identifican un gran reto para impulsar inversiones de BESS en República Dominicana

El almacenamiento se posiciona como la solución sostenible más eficaz para la regulación de frecuencia en sistemas insulares como el dominicano, que está a la espera de que ingrese nueva generación de base y de que se fortalezcan sus redes.

Por lo que, promover la acumulación de energía en baterías en República Dominicana resulta clave para lo que queda de esta década. Así lo consideró Rafael Velazco Espaillat, gerente general de Raveza Associated & Services:

“En el caso dominicano, las baterías van a cumplir una misión muy importante y es ayudar a la regulación de frecuencia por una ventana de aproximadamente 6 años, hasta que entre en operación toda la generación de Base licitada un año atrás”, sostuvo Rafael Velazco.

En conversación con Energía Estratégica, argumentó que es preciso apoyar alternativas de acumulación en baterías de gran escala para resolver un cuello de botella en la transmisión que no sólo está impidiendo que entren más renovables al sistema, sino que además ya está afectando la operativa.

Entendiendo que por ley a las energías renovables hay que despacharlas desde que el recurso esté disponible, se debe dar de baja a plantas de base como de carbón o de gas natural 24/7 para inyectar las renovables, que si bien es verdad que medioambientalmente eso está bien, eso estaría provocando muchos problemas de frecuencia por la inestabilidad propia de las renovables, que entran y salen dependiendo del recurso.
En tal sentido, los Sistema de Almacenamiento de Energía de Baterías (BESS) podrían ganar protagonismo en el sector eléctrico dominicano resolviendo la regulación de frecuencia.

Sin embargo, Rafael Velazco, quien además ha tenido un destacado paso en la Superintendencia de Electricidad (SIE), advierte que el que se haya definido que la energía que se inyecte para servicios auxiliares sea al costo marginal o el costo spot, hace que pierda atractivo en el mercado.

“El pago del kWh para hacer servicios auxiliares al precio Spot -o, como se llama, de arbitraje- es básicamente el pecado original de la resolución, porque pagar más caro esos kWh servidos con BESS para servicios auxiliares, como regulación de frecuencia, se debe a que el kWh se les debe pagar no por el costo incurrido, sino por el costo evitado al sistema”.

“Ese pecado que tiene la Resolución que sacó la Superintendencia al comienzo del 2023, donde regulaba el tema del almacenamiento en baterías, llevó a que la SIE determine que cuando se inyecte energía por almacenamiento sea al costo marginal o el costo spot. Entonces, cuando el costo marginal sea bajo, ¿qué actor del mercado querrá vender en menor precio y no esperar a que este aumente?”, cuestionó Velazco.

De allí, puso en consideración revisar el estudio proporcionado a la Superintendencia que fue patrocinado por la United States Trade and Development Agency (USTDA), cuyo resultado indicaba que los kWh inyectados por baterías para servicios auxiliares (entiéndase regulación de frecuencia, por ejemplo) se pagan más caro que los que son simplemente inyecciones de energía al sistema

“Las baterías tiene la virtud de poder estar llenas todo el tiempo y entrar en milisegundos cuando un parque renovable se va a cero y por un lapso de 5 min o 10 min, máximo 15 min, (el tiempo que se necesite) inyectan una cantidad de kWh que, multiplicados por todos los parques que hay, te ayudan a regular frecuencia de todo el sistema”, valoró Velazco.

Y concluyó: “Ese kilovatio hora se paga, no por el costo incurrido, o sea, no lo que te costó producir el kilovatio hora, sino por el costo evitado al sistema”.

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S-5! Aumenta su participación de mercado en México, Centroamérica y Colombia

Impulsado por el crecimiento del mercado solar en toda América Latina, S-5! , la autoridad líder en accesorios

Paulina Torres, nueva Coordinadora de Marketing para América Latina

solares para techos metálicos, está expandiendo aún más su negocio en México, Centroamérica y Colombia con el anuncio de cinco nuevos miembros en su equipo para respaldar el crecimiento regional.

 

Con sede en México, Paulina Torres, la nueva Coordinadora de Marketing para América Latina de la empresa, aporta 10 años de experiencia en comunicaciones de marketing, gestión de eventos y servicio al cliente. Ella trabaja en estrecha colaboración con el equipo de ventas para ampliar la presencia de S-5! en el mercado latinoamericano, además de gestionar las relaciones con los distribuidores.

Jesús Jara, también radicado en México , es el nuevo ingeniero de proyectos de S-5! para la región. Siendo Ingeniero estructural de profesión, antes de S- 5!, Jara trabajó

Jesús Jara, radicado en México, es el nuevo ingeniero de proyectos de S-5!

como ingeniero de ventas para una empresa de energía solar, donde supervisó la expansión de la marca en todo México. Su enfoque principal es brindar capacitación educativa, soporte técnico a los clientes y ayudar a desarrollar proyectos en toda América Latina.

 

S-5! suma tres nuevos ingenieros de ventas en LatAm:

Desde Costa Rica, Allan Pérez trae casi 10 años de experiencia en la industria solar con su carrera en ingeniería eléctrica. Su historial laboral incluye experiencia con EPCs, pero también expertis con un contratista de techos metálicos, donde conoció a S-5 por primera vez con su solución de montaje solar sin rieles y fijación directa PVKIT. Su enfoque está en brindar educación y conocimiento de la marca en Centroamérica y el Caribe.

De Colombia, Juan Camilo Castro es ingeniero mecánico con experiencia laboral comercial en una empresa de distribución de equipos fotovoltaicos. Su enfoque principal es desarrollar los mercados de Centroamérica, el Caribe y Colombia, además de gestionar las relaciones con los socios de canal.

Allan Pérez trae casi 10 años de experiencia en la industria solar. Tiene sede en Costa Rica

Con sede en México, Cristhian Arredondo también tiene experiencia en el sector solar enfocado en el diseño e instalación para proyectos comerciales y de gran escala. Con carrera en ingeniería energética, antes de S- 5!, Arredondo fue gerente de ingeniería paraun distribuidor mexicano de sistemas fotovoltaicos donde resolvía problemas técnicos. En S-5! gestionará la relación con clientes comerciales y desarrollará nuevos mercados.

 S-5! Tiene socios de canal en México, Costa Rica, Colombia, Ecuador, Puerto Rico y Jamaica. Según el último informe de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), México registró 2,954.65 MW de energía solar instalada durante el primer semestre del 2023 , un récord histórico en términos de potencia fotovoltaica instalada en el país, incluidos en ellos 846 MW en el sector comercial e industrial.

Juan Camilo Castro es ingeniero mecánico. Su enfoque principal es desarrollar los mercados de Centroamérica, el Caribe y Colombia,

“A medida que más empresas, que sus locaciones cuentan con techos metálicos, descubren los beneficios de la energía solar,  y sus ahorros en costos asociados, hacen que la expansión de S-5! en el mercado Latino sea primordial para nosotros”, comentó Juan Carlos Fuentes, Director de Negocios para América Latina y Europa de S-5!

Cristhian Arredondo tiene experiencia en el sector solar. Está radicado en México

Costa Rica es bien conocida por sus esfuerzos en energía renovable y está experimentando un crecimiento en la industria solar. Según el Ministerio de Ambiente y Energía de Panamá, hay aproximadamente 90 MW de energía solar instalada, y el país cuenta con potencial para un mayor crecimiento.

Centroamérica también es un nuevo mercado en desarrollo. Históricamente, la región dependió de la energía hidroeléctrica, el carbón, el gas natural y el combustible. El año pasado, los países centroamericanos facilitaron a las empresas la integración de la energía solar al reducir las restricciones, y la energía solar ahora está ganando terreno en toda la región.

En Colombia, el desarrollador y proveedor global de servicios de energía renovable, BayWa r.e. se ha asociado con S-5! como importante socio de canal al aperturar su nueva sede de negocios de forma local en Colombia.

“Para S- 5!, Colombia representa un país referente en energía solar, que está experimentando un crecimiento tremendo”, afirmó Fuentes. “Con una variedad de iniciativas gubernamentales actualmente en marcha en Colombia orientadas a apoyar la energía renovable, incluido un nuevo decreto del Ministerio de Minas y Energía (Decreto N° 2236 de 2023) , anticipamos que el mercado continuará desarrollándose exponencialmente”.

“S-5! está posicionado para respaldar el crecimiento de este mercado en toda América Latina”, continuó Fuentes. “Proporcionando una tecnología única de fijación solar sin rieles, S-5! elimina la necesidad de rieles de aluminio anodizado y facilita el realizar instalaciones más rentables y menos complicadas utilizando su sistema de conexión directa PVKIT, que ahora representa el montaje de más de 6 GW de paneles solares sobre techos metálicos en más de 70 países de la A a la Z, desde Australia hasta Zimbabue.»

Con solo tres componentes, el PVKIT permite a los instaladores solares fijar paneles solares directamente a un techo metálico con las abrazaderas y soportes de S-5!. Los componentes premontados del PVKIT ayudan a reduzcir el tiempo de instalación y el costo del montaje fotovoltaico al eliminar la necesidad de un riel complicado, al mismo tiempo que proporciona una mejor distribución de la carga en el techo y la subestructura.

 “Estamos muy emocionados de darle la bienvenida a nuestros cinco nuevos miembros del equipo a la familia S-5!”, dijo Fuentes. «El profundo conocimiento y experiencia que aportan a nuestra empresa y a nuestros clientes es fundamental para nuestro éxito y crecimiento continuo en toda América Latina».

Acerca de S-5!

Fundado por un veterano experto en techos de metal, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de sujeción de techos metálicos desde 1992. Las abrazaderas de penetración cero y los soportes de por vida de S-5! sujetan prácticamente cualquier cosa a la mayoría de los tipos de techos metálicos, manteniendo la integridad y las garantías del techo.

Hecho en los EE. UU., las soluciones de S-5! están diseñadas para una variedad de aplicaciones de montadura en techos y ahora están instaladas en más de 2.5 millones de techos de metal en todo el mundo, brindando una resistencia y una longevidad nunca antes vistas.

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El Grupo EPM cumple con su hito de producir hidrógeno verde

El Grupo EPM presentó este miércoles 28 de febrero su planta piloto de producción de hidrógeno verde (H2V) y su estación de mezcla con gas natural, cumpliendo con su hito de producirlo a partir de energía limpia (no convencional), en un trabajo conjunto entre EPM y Aguas Nacionales, desde la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR) Aguas Claras, ubicada en el municipio de Bello, al norte del Valle de Aburrá.

John Maya Salazar, gerente general de EPM y líder del Grupo EPM, destacó que “seguimos adelante con la implementación de la Hoja de Ruta del Hidrógeno de la Organización, a partir de un desarrollo sostenible, promoviendo nuevas oportunidades de crecimiento y soluciones que permitan el desarrollo de casos de negocio y optimización de infraestructura para producción de hidrógeno, que contribuyan a la descarbonización, al uso racional de los recursos y al desarrollo económico. Pensando siempre en soluciones que aporten al bienestar de la comunidad y a su calidad de vida”.

Este proyecto piloto hace parte de la Hoja de Ruta del Hidrógeno del Grupo EPM, la cual busca el desarrollo de competencias e innovación basado en energías limpias y renovables, que pueden ser escalables a proyectos que permitan el uso de hidrógeno a nivel local e internacional.

En sintonía con la innovación

Se espera que el hidrógeno tenga múltiples usos en el futuro. Por esta razón, el proyecto busca facilitar la apropiación de conocimientos técnicos en su producción, manejo y diferentes usos en el corto plazo como:

Realizar mezclas (blending) con biogás para la producción de electricidad de uso industrial, en los moto-generadores de la planta.
Adelantar pruebas de mezclas (blending) con gas natural para el uso en gasodomésticos residenciales, con el fin de distribuir un energético más limpio para el Valle de Aburrá. Las pruebas permitirán conocer los comportamientos de la mezcla en el sistema de distribución para su uso en el corto plazo.
Movilidad para vehículos de uso pleno (100 % hidrógeno) o en forma dual (diésel e hidrógeno). Dentro de sus logros, EPM hará la conversión a hidrógeno de dos volquetas para el servicio de la PTAR Aguas Claras, de manera que mejore su eficiencia y reduzca sus emisiones al ambiente.

Henry Parra Molina, presidente Aguas Nacionales, indicó que “la producción de hidrógeno en las instalaciones de la PTAR Aguas Claras se realizará por medio del proceso de electrólisis o descomposición del agua (H2O) en sus componentes básicos: hidrógeno y oxígeno, utilizando la energía eléctrica autogenerada en la misma planta, la cual se obtiene por medio de la combustión del biogás en motogeneradores. Esta energía es considerada como limpia debido a que proviene de una fuente no convencional renovable, en este caso la biomasa”.

Por sus bondades en materia de innovación tecnológica, reducción de gases de efecto invernadero (GEI), uso circular de los recursos energéticos y la promoción de otras fuentes alternativas, esta se convierte en una de las apuestas más importantes del Grupo EPM, de cara a la Hoja de Ruta que se ha trazado para la producción de hidrógeno verde en el mediano plazo.

Esta estrategia se materializa con el trabajo colaborativo entre EPM y Aguas Nacionales, aprovechando sinergias operativas y financieras como conglomerado empresarial para generar valor a todos sus grupos de interés

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FENOGE explora el potencial del hidrógeno verde a partir de Biomasa y PCH en Colombia

El Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE) ha llevado a cabo un exhaustivo estudio para evaluar las posibilidades e implicaciones de implementar proyectos de producción de hidrógeno verde mediante tecnologías de aprovechamiento de biomasa residual y pequeñas centrales hidroeléctricas en todo el territorio nacional.

El propósito principal de estos estudios radica en analizar la demanda, los costos, las oportunidades y las barreras del mercado del hidrógeno en Colombia. El objetivo final es destinar recursos y financiamiento para la ejecución de proyectos que impulsen el desarrollo y la adopción del hidrógeno verde y azul en el país.

Resumen_ejecutivo

 

Costo nivelado promedio con biomasa y PCH

Al considerar diversas combinaciones de uso, departamento, proceso de producción de H2, biomasa utilizada y ruta de producción, se obtuvieron 1.432 casos (603 para movilidad, 577 para blending, 239 para amoníaco como fertilizante y 19 para metanol). 

A continuación, se presentan los resultados agregados, mostrando valores medios y rangos obtenidos. 

 

Para movilidad, se obtuvo un costo nivelado promedio de 5,6 USD/kg, mientras que para blending, el costo promedio fue de 3,5 USD/kg. Esta diferencia se debe principalmente al uso de diferentes biomasas, procesos, rutas y la escala de producción en cada departamento. 

En el caso de amoníaco y metanol, los costos nivelados promedio estimados son de 0,85 y 0,81 USD/kg, respectivamente.

Por su parte, en la siguiente figura se muestra el costo nivelado promedio del hidrógeno a partir del PCH por tipo de uso.

 

 

Proyecciones de demanda de H2

Según el informe, los usos identificados como mercados potenciales para el H2 de biomasa incluyen fertilizantes, metanol, blending en la industria y transporte o movilidad.

En cuanto a fertilizantes, en 2022, Colombia importó 62 kTon de amoníaco, representando casi el 99% del consumo nacional de este insumo, con una producción asociada de 1.3 MMT en fertilizantes para el mismo año. Se proyecta una necesidad de aproximadamente 66,563 toneladas en 2030, 71,656 en 2040 y 77,565 en 2050.

En el caso del metanol, el país es un importador neto, con 115,858 toneladas importadas en 2022. Se proyectan estimaciones para los años de interés del estudio basadas en un crecimiento interanual del 1,22% entre 2013 y 2022.

Una de las principales oportunidades discutidas para el uso de hidrógeno verde se encuentra en el sector del transporte, estimando un consumo cercano a 182 PJ (1,5 Mton de H2), que corresponde al 9% de la demanda del sector.

Finalmente, otro uso del H2 es como energético en mezcla con gas natural, proceso denominado blending. Para estimar las potenciales demandas, se realiza una estimación en función de las proyecciones de demanda de gas natural publicadas por UPME en 2022.

Barreras y recomendaciones

El estudio identifica desafíos clave que enfrenta el sector, como la falta de investigación específica sobre la viabilidad técnica y económica de producir hidrógeno a partir de biomasa y PCH en Colombia, así como la escasa desarrollo en políticas públicas y regulaciones existentes que promuevan la producción de hidrógeno verde.

A pesar de estos desafíos, el informe sugiere recomendaciones importantes, como fortalecer el Registro Nacional de Reducción de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (RENARE), definir umbral máximo de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) para considerar el hidrógeno como de bajas emisiones, ajustar la regulación ambiental y mejorar la competencia de las Autoridades Ambientales, así como implementar certificados de origen

Estas medidas buscan impulsar la promoción, desarrollo e implementación de proyectos de producción de hidrógeno a partir de biomasa y PCH en Colombia.

 

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Audiencia Pública para restringir subsidios a tarifas de gas y electricidad

Una audiencia pública no vinculante analizará el jueves 29/2 los criterios que busca aplicar el gobierno nacional (a través de la Secretaría de Energía) para la inclusión y la exclusión de usuarios a un nuevo esquema de subsidios estatales en las tarifas residenciales de gas y de electricidad.

Será en base a la determinación de una Canasta Básica Energética (CBE) que indique los consumos mínimos necesarios para la subsistencia de diferentes grupos familiares, en diversas regiones del país (zona bioclimática), meses del año y tipos de suministro.

Un hogar podrá ser subsidiado cuando la Canasta Básica Energética (CBE) represente más del 10% de los ingresos registrados y bienes del grupo familiar cohabitante.

Esta CBE considera la cantidad de miembros del hogar en tres categorías: de una o dos personas, de tres o cuatro personas o de cinco o más personas.

Con el nuevo esquema se buscará estimar (y reducir sensiblemente) los fondos públicos que se destinarían a subsidios directos, y obtener el número concreto de beneficiarios.

La base de registro inicial para el nuevo esquema será la población incluida en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), confeccionado para el esquema de segmentación tarifaria durante el gobierno anterior.

Fue la segmentación dispuesta por el decreto 322/2022 para usuarios residenciales de los servicios de energía eléctrica y gas natural por red, lo que permitió una identificación primaria de usuarios de ingresos altos (N1), bajos (N2) y medios (N3).

Ahora la asignación de subsidios se efectuará considerando al hogar como la unidad en la que reside una o un grupo de personas que comparten gastos, por lo cual se tomará en cuenta la suma de los ingresos y bienes de los cohabitantes.

Para ello se realizará un cruce sobre jubilaciones y pensiones, pensiones no contributivas, electrodependientes, programas sociales, empleo independiente, empleo dependiente, y posesión de inmuebles, embarcaciones, automotores, motos, y aeronaves.

También se aplicaría un criterio de exclusión del beneficio del subsidio si se registra titularidad de medicina prepaga no vinculada a empleo en relación de dependencia (total o por derivación).

Un anexo del informe preliminar para la audiencia pública puntualiza que “Los siguientes criterios podrían tomarse en consideración para el rechazo o exclusión del beneficio, en los casos en los que de las bases de datos del SINTyS u otras bases resulte que alguno de los integrantes del grupo conviviente presenta:

a. Titularidad de una aeronave.
b. Titularidad de embarcación de lujo o con fines recreativos.
c. Titularidad total de dos o más inmuebles.
d. Titularidad de al menos un automóvil con una antigüedad inferior a 5 años o dos
automóviles con una antigüedad menor a 10 años.
e. Titularidad de al menos un automóvil de lujo o colección independientemente de la
antigüedad que registra.
f. Titularidad de medicina prepaga no vinculada a empleo en relación de dependencia (total
o por derivación).
g. Más de una salida a países no limítrofes en los últimos 5 años.
h. Pertenencia al directorio o ser propietario de una empresa privada (IGJ).
i. Consumos en tarjeta de crédito superiores a cinco Salarios Mínimos Vitales y Móviles
(SMVM), lo que equivale a $780.000 (Diciembre 2023). El valor del Salario Mínimo Vital y
Móvil para Diciembre de 2023 es de $156.000.
j. Compra de moneda extranjera en al menos uno de los últimos tres meses.
k. Consumos en billeteras virtuales superiores a cinco Salarios Mínimos Vitales y Móviles
(SMVM), lo que equivale a $780.000 (Diciembre 2023).
l. Consumos en telefonía móvil superiores al 25% del Salario Mínimo Vital y Móvil (SMVM),
lo que equivale a $39.000 (Diciembre 2023). El valor del Salario Mínimo Vital y Móvil para
Diciembre de 2023 es de $156.000.

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Respaldo del mercado a Aconcagua Energía: emitió ON’s por US$ 27 millones para financiar su programa de desarrollo

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

Javier Basso, vicepresidente y CFO del grupo energético, expresó la salida al mercado superó las expectativas previstas. A su vez, detalló “recibimos 1.725 ofertas de inversores particulares, fondos de inversión e instituciones del mercado de capitales. Sin dudas esto es producto del compromiso demostrado y crecimiento sostenido de Aconcagua Energía”. 

Desde la compañía comunicaron que, dado el contexto político y económico, se vislumbra como escenario probable la obtención de US$ 20 millones. Aún así, el resultado obtenido al cierre de mercado fue superior a lo previsto, obteniendo un 33,5 % por encima de las expectativas mencionadas, logrando una suscripción de USD 27 millones (aproximadamente 50% a 36 meses y 50% a 48 meses).

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

Resultado de la colocación

• Dollar Linked a 36 meses. Emisión de US$ 13 millones al 7,5%, (con amortizaciones a partir del mes 36).

• Hard Dollar a 48 meses Bullet. Emisión de US$ 9 millones al 8, 5%. 

• Hard Dollar a 48 meses. Emisión de más de US$ 4 millones al 9,5% (con amortizaciones a partir del mes 36).

En base a estos números, Basso aseveró: “Creemos que nuestra colocación fue muy competitiva dada nuestra experiencia en el mercado y una mejora en la calificación de crédito A (+)”.

Por último, desde la firma expresaron que «Aconcagua Energía sigue alcanzando hitos, a partir de la construcción de credibilidad y confianza de sus inversores y del mercado».

, Redaccion EconoJournal

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Naturgy informó resultados e inversiones en la transición energética

. El Grupo energético Naturgy dió a conocer en Madrid sus resultados económicos y operativos informando una mejora de su Ebitda (beneficio bruto antes de intereses y amortizaciones) hasta 5.475 millones de euros (+11%) y registró un beneficio neto de 1.986 millones (+20%) en un ejercicio marcado por el descenso de los precios de la energía y un escenario de gran volatilidad.

Naturgy aumentó su inversión 53%, hasta los 3.000 millones, con el foco en la transición energética y España. El 90 % de la inversión se dirigió a proyectos de transición energética, destinando 1.730 millones a la generación de energía renovable y más de 900 millones a las redes de distribución.

Naturgy cuenta en la actualidad con 6,5 GW de capacidad instalada de generación renovable en operación y espera acabar el año 2024 con alrededor de 8 GW, a los que habría que sumar un pipeline de proyectos en desarrollo de casi 20 GW, principalmente en España, Australia y EE.UU.

En el campo de los gases renovables, Naturgy gestiona un total de 70 proyectos en diferente grado de avance, todos ellos en territorio español, y focalizados en biometano (60 proyectos) e hidrógeno (10 proyectos).

Desde el inicio del Plan 21-25 hasta el cierre del ejercicio 2023, Naturgy ha generado un Ebitda agregado total de 13.958 millones de euros, ha invertido 6.430 millones, habrá distribuido entre sus accionistas un total de 3.908 millones de euros en dividendos y habrá contribuido con 3.177 millones de euros, entre impuestos y tributos.

El Consejo de Administración de Naturgy ha convocado la celebración de la Junta General 2024 el próximo 2 de abril.

Naturgy mejoró su Ebitda hasta 5.475 millones de euros (+11%) en 2023 y registró un beneficio neto de 1.986 millones (+20%), en un ejercicio marcado por el descenso de los precios de la energía y un escenario de gran volatilidad. El negocio de redes obtuvo un Ebitda de 2.638 millones (+7%) y los negocios liberalizados, de 2.949 millones (+15%).

En cuanto a la gestión del balance, la mejora del flujo de caja de la compañía ha permitido tanto incrementar las inversiones como mantener el nivel de deuda neta en 12.090 millones, reduciendo, a su vez, la ratio deuda/ebitda hasta 2,2x. Esta política financiera permitió que S&P reafirmase este año el rating del grupo en el nivel BBB.

“Los buenos resultados del año 2023 reflejan, de nuevo, el compromiso, la calidad profesional y el buen desempeño de todo el equipo de Naturgy, así como la solidez de nuestros planes de crecimiento industrial y una prudente gestión financiera. Trabajamos para adaptar esta compañía, que ha cumplido 180 años de vida, a un nuevo entorno: el de transformar nuestro mix de negocio y contribuir positivamente a los retos de la transición energética en los países en los que operamos; en especial, en España”, explicó el presidente ejecutivo de Naturgy, Francisco Reynés.

Respecto a las perspectivas de futuro, como ya hizo en 2023, Naturgy no cuantifica por el momento sus objetivos de resultados para el año 2024 debido a la extrema volatilidad de los mercados energéticos y la inesperada climatología.

El grupo energético sí ha fijado las prioridades de gestión del año en curso: i) mantener el compromiso inversor en la transición energética, principalmente en España, con foco especial en la generación renovable de electricidad y el desarrollo de gases renovables, así como en el refuerzo de todas sus redes de distribución; ii) gestión regulatoria y de los aprovisionamientos y contratos de suministro de gas natural, con el objetivo de asegurar el suministro energético y la competitividad; y iii) mejora continua de la experiencia de los clientes, proporcionando un servicio y unos precios adecuados.

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Máxima tensión en el sector eléctrico por el quiebre de la cadena de pagos que forzó Caputo

Debido al congelamiento de las tarifas, las distribuidoras eléctricas acumularon hasta enero una deuda con CAMMESA de 394.708 millones de pesos, cifra equivalente a 2,5 veces lo que deben abonarle mensualmente. En enero Edesur pagó solo el 18% de su factura, Edenor el 16% y Edelap el 3%. Habitualmente cuando se producían estos atrasos el Estado Nacional era el encargado de transferirle fondos a la compañía que administra el mercado mayorista eléctrico para que pudiera cumplir con sus compromisos. Sin embargo, el Ministerio de Economía no está desembolsando un peso, lo que derivó en un quiebre de la cadena de pagos que afecta fundamentalmente a generadores, transportistas y productores.

El ministro de Economía, Luis Caputo, se jactó en enero de haber alcanzado superávit financiero por primera vez en más de diez años. El problema es la manera en que alcanzó ese logro. Un informe de la sociedad de bolsa Porfolio Personal Inversiones detalló que de cada 100 pesos de superávit primario conseguido el mes pasado, 44,5 puntos lo aportaron los jubilados debido a la licuación de sus haberes, 22,5 los consumidores a través de menores subsidios y 12 puntos los trabajadores estatales, quienes, al igual que los jubilados, no recibieron ningún ajuste.

En el caso de los subsidios económicos, la contracción fue del 64%, equivalente a 0,45 billones de pesos, y la tijera se concentró fundamentalmente en los subsidios energéticos (-77,2 por ciento o 0,37 billones de pesos) por la postergación de las transferencias a CAMMESA.

Al igual que en muchas otras áreas, el gobierno juega con fuego al no girarle fondos a CAMMESA porque dinamita la cadena de pagos e impacta de lleno en la contabilidad de empresas que no pueden dejar de abastecer a CAMMESA porque la energía eléctrica es el principal insumo de un servicio público calificado como esencial.

Como el Tesoro Nacional no paga, lo que hace CAMMESA es ir girando dinero en cuenta gotas a medida que recauda. La semana pasada desembolsó un 17,7% de la factura de enero y este martes otro 7,6%, cubriendo apenas un 25,4% de la energía demandada en noviembre.

En este contexto de fuerte ajuste recrudecen a su vez las tensiones entre transportistas, generadores y productores para ver quien recibe lo poco que desembolsa CAMMESA. Transener, por ejemplo, pidió tener prioridad en esos desembolsos con el argumento de que no tienen para pagar sueldos. Los generadores no validaron ese reclamo al interior del directorio de CAMMESA y finalmente la compañía pagó esta semana solo el 50% de los sueldos de febrero.

Luis Caputo, ministro de Economía.

En el sector cuestionan al gobierno, pues luego de convalidar una megadevaluación del dólar oficial, que disparó todos los costos del sistema eléctrico, tardó demasiado en actualizar el precio mayorista de la energía y solo lo hizo parcialmente ya que mantuvo sin cambios lo que deben pagar los sectores medios y bajos. De hecho, las nuevas tarifas de Edesur y Edenor recién comenzaron a aplicarse el 16 de febrero. A su vez, al no girarle fondos a CAMMESA es el propio gobierno el que desconoce sus deudas porque el Estado Nacional tiene una participación del 20% en la compañía y es el controlante.

Un alto directivo del sector eléctrico le recriminó este accionar al secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, y la respuesta del funcionario fue que ese no era un problema porque ya habían comenzado a descongelar las tarifas y en junio la cadena de pagos va a estar normalizada. “El problema es cómo llegamos a junio”, se preguntó ese mismo ejecutivo.

Son muchos los ejecutivos que consideran innecesario, o incluso una mala praxis, que el gobierno haya forzado un quiebre en la cadena de pagos solo para poder mostrar un asiento contable superavitario en enero porque el daño que le hace a las empresas del sector es inmenso.

Los que más deben

De los 394.708 millones de pesos, el 40,7% lo deben Edenor y Edesur. La primera adeuda 107.104 millones y la segunda 53.688 millones. Luego siguen Edea, Eden y Edelap, tres compañías que operan en la provincia de Buenos Aires. Edea acumula una deuda de 21.545 millones, Eden de 20.237 millones y Edelap de 16.133 millones de pesos. En enero Edea pagó solo un 2% de su factura, Eden un 2% y Edelap un 3%.

Las distribuidoras que operan en la provincia de Buenos Aires, en su mayoría cooperativas, concentran el 36,3% de la deuda con CAMMESA. Esa situación se explica fundamentalmente porque el gobernador Axel Kicillof continúa demorando la actualización tarifaria y entonces las empresas se sientan sobre su caja para hacer frente fundamentalmente a los salarios y los gastos de mantenimiento más urgentes y dejan de pagar la energía.

CAMMESA presiona incluso judicialmente para que las compañías paguen e incluso recientemente logró que la Justicia embargue cuentas de la cooperativa de Luján por 120 millones de pesos. Sin embargo, todos los actores que operan en el mercado eléctrico tienen claro que la solución de este problema debe ser política y no judicial.

El listado de los deudores se completa con distribuidoras de Chubut, Salta, Entre Ríos, Santa Cruz, Tierra del Fuego y San Juan. La contracara, por citar dos ejemplos de empresas grandes, son EPE de Santa Fe y EPEC de Córdoba que pagaron el 100% de su factura en enero y se encuentra al día.

, Fernando Krakowiak

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Río Negro inauguró su primer edificio público sustentable

El Estado rionegrino inauguró el primer edificio público sustentable en Cipolletti, donde funcionará la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente y albergará a todos los organismos dependientes de la cartera. Una de las características más destacadas del edificio es su abastecimiento eléctrico por energías renovables, gracias a la instalación de 40 paneles solares.

“Sin energía no hay bienestar y sin energía no hay posibilidades de crecer como sociedad a través del empleo a través de la inversión privada o a través de la inversión pública”, remarcó el gobernador Alberto Weretilneck durante la inauguración.

Destacó que el edificio está “en una ubicación estratégica para la energía norpatagónica y para la historia cipoleña por lo que implica en nuestras vidas la energía, el agua y el cuidado del ambiente”.

Sobre el agua, resaltó la importancia por ser la que nos da la posibilidad de abastecernos de energía eléctrica desde una cuenca compartida con Neuquén, “que nos hermana hace muchos años desde un objetivo común para defender el poder concedente de las represas ubicadas sobre el río Limay”.

Incluyó en su enumeración a la minería, por ser una actividad que “nos permite también como sociedad, desde el uso de todas las tecnologías el hecho de sacar de distintas a distintas poblaciones de la pobreza. Y también es el gas y el petróleo lo que nos permite desde hace muchísimos años, no sólo en las dos provincias, tener toda esta confluencia o este Comahue tan potente como lo que estamos viendo actualmente”.

La Secretaría de Energía y Ambiente, Andrea Confini, especificó: “El calentamiento de agua se realizará mediante termotanques solares, mientras que la refrigeración contará con postigos móviles que se ajustarán al requerimiento de ventilación y luz solar, reduciendo así el consumo energético”.

Confini coincidió con el Gobernador en relación a la importancia de que el edificio esté emplazado en Cipolletti por toda la historia que vincula a la localidad con la energía. “Es sede de la AIC: de la ORSEP como organismo de control de las presas que están en la cuenca hídrica compartida que tenemos con Neuquén; está la sede central de EdERSA, que es la distribuidora más importante; la sede del EPRE; de los consorcios de riego, por mencionar sólo algunas de las entidades y empresas vinculadas de una manera u otra con la energía”, enumeró.

El acto contó con la presencia del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; legisladores y autoridades provinciales, intendentes y concejales de Cipolletti y localidades vecinas; representantes de empresas energéticas, además de la totalidad del equipo técnico y del personal de la Secretaría de Energía y Ambiente.

El edificio cuenta con una superficie de alrededor de 3.000 m², está distribuido en tres niveles y fue el resultado de un concurso público organizado en colaboración con el Colegio de Arquitectos de Río Negro.

Bajo un criterio de eficiencia y aprovechamiento de los recursos, el diseño estuvo a cargo de los arquitectos Juan Marcos Basso, Carlos Menna, Miguel Ángel Buscazzo y Lorena Eguiguren.

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Mar del Plata: más de 400 empresas se inscribieron para prestar servicios a la industria offshore

Más de 400 pequeñas y medianas empresas de Mar del Plata y la región mostraron su interés para proveer de servicios e insumos para la incipiente industria offshore, de cara a la perforación del pozo Argerich I que se desarrollará en abril próximo.

Desde la Municipalidad de General Pueyrredon, a través de la Secretaría de Desarrollo Local, Inversiones e Integración Público Privada que conduce Fernando Muro, destacaron el “éxito” de la convocatoria que lanzaron en conjunto con el Clúster de Energía.

Desde el lanzamiento de la convocatoria el pasado 15 de febrero, más de 400 empresas mostraron su interés en participar, perfilando a Mar del Plata como el centro del offshore en el país. Quienes quieran registrarse deben hacerlo completando el siguiente formulario en bit.ly/registrooffshoreMdP.

En el relevamiento de datos realizado, se destaca que el 63% de los inscritos provienen de la región Mar del Plata, visibilizando la fuerza del entramado empresarial local, mientras que el 37% restante proviene de diversas regiones del país. Asimismo, cabe destacar que más del 48% de los interesados han sido previamente proveedores de empresas hidrocarburíferas.

“Con respecto al tamaño de las empresas, es notable la amplia participación de microempresas, representando casi la mitad del total, seguidas por un 32% de empresas medianas”, subrayaron.

Los rubros más ofertados son: servicios de ingeniería y consultoría, fabricación de estructuras metálicas, otros servicios industriales y mantenimiento de equipos, entre otros, lo que refleja la variedad y la calidad de las capacidades disponibles en nuestra región.

“Nos parece fundamental conocer el potencial de nuestra región, empezar a trabajar con las empresas que pueden prestar servicios a la industria. Es muy valioso el aporte que hace el Clúster de Energía a nivel local, aglomerando este tipo de empresas”, manifestó Muro.

“En la medida que la industria empiece a desarrollarse, la región estará preparada para recibirla: por la potencia de la industria, las capacidades, el recurso humano, las universidades, la capacidad de innovación de los marplatenses. Porque existe una masa crítica de empresas que ya trabajan para el sector, que es muy importante, y que pueden generar nuevos desarrollos de forma rápida”, agregó.

El registro de proveedores es una herramienta invaluable para la difusión de potenciales empresas proveedoras de servicios e insumos para la actividad petrolera Offshore. Esta iniciativa municipal no solo fomenta la generación de empleo de calidad, sino que también impulsa el crecimiento y desarrollo local, promoviendo la innovación y la productividad en nuestra región. Se invita además a los secretarios de Producción de otras comunas a adherirse al registro.

Para obtener más información sobre este relevamiento y futuras iniciativas, los interesados pueden ponerse en contacto con la Secretaría de Desarrollo Local, Inversiones e Integración Público Privada de la Municipalidad de General Pueyrredon a través del correo electrónico  producción@mardelplata.gob.ar o completando el siguiente formulario en bit.ly/registrooffshoreMdP.

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Dinamarca puso fin a la investigación de sabotaje a los gasoductos Nord Stream

La Policía danesa anunció el cierre de su investigación sobre el sabotaje a los gasoductos Nord Stream 1 y 2 en el mar Báltico, ocurrido en septiembre de 2022, concluyendo que si bien fue intencional, hay “falta de bases” para abrir un caso penal, decisión que fue mal recibida por Rusia, que la catalogó de “absurda”.

“En base a la investigación, las autoridades pueden concluir que el sabotaje de los gasoductos fue intencional. Al mismo tiempo, estiman que no hay bases para proseguir una investigación penal en Dinamarca”, escribió la Policía danesa en un comunicado recogido por la agencia de noticias AFP.

“Por supuesto, la situación es casi absurda. Por un lado, se reconoce que hubo un sabotaje deliberado y, por otro, (la investigación) no se continúa (…) La situación en este caso es tan obvia que se puede solo expresar un asombro absoluto, asombro y nada más”, afirmó el vocero del Kremlin, Dmitri Peskov, ante la prensa, informó la agencia de noticias Sputnik.

Además de Dinamarca, Alemania y Suecia abrieron también investigaciones. La fiscalía sueca cerró su pesquisa a inicios de este mes, estimando que lo ocurrido no era de su jurisdicción.

En ese sentido, el fiscal sueco Mats Ljungqvist declaró a principios de febrero que la investigación sobre el caso de las explosiones en los gasoductos se había dado por concluida por no ser competencia del país. En tanto, en Alemania la investigación sigue su curso, informó Ljungqvist.

El 26 de septiembre de 2022, tres de las cuatro líneas de los gasoductos rusos Nord Stream 1 y 2 fueron blanco de un sabotaje con cargas explosivas en el fondo del mar Báltico, una cerca la isla danesa de Bornholm, en la zona económica sueca y en la de Dinamarca, zonas bajo control de la OTAN.

Ambos conductos conectan Rusia con Alemania y están en medio de las tensiones geopolíticas desde el inicio de la guerra en Ucrania, que estalló el 24 de febrero de 2022.

Según señaló en el comunicado la Policía danesa, las explosiones se produjeron cerca de la isla de Bornholm, pero “fuera de las aguas territoriales” de ese país.

La responsabilidad de las explosiones fue atribuida, según varias investigaciones de medios, a Ucrania, Rusia o Estados Unidos, pero todos lo niegan.

El 8 de febrero de 2023, el periodista estadounidense Seymour Hersh, ganador del premio Pulitzer, afirmó que buzos militares de Estados Unidos colocaron cargas explosivas bajo los gasoductos rusos durante los ejercicios Baltops de la OTAN, a mediados de 2022, que luego fueron activadas por los noruegos.

Alemania, Dinamarca y Suecia se negaron a investigar el sabotaje conjuntamente con Rusia, ni tampoco comparten los resultados de sus pesquisas.

El Kremlin declaró en repetidas ocasiones que la investigación del atentado contra los Nord Stream debe ser transparente y que el mundo debe conocer al culpable.

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Para Aranguren, hoy la sociedad “está más predispuesta” a aceptar aumentos

El exministro de Energía, Juan José Aranguren, consideró que la sociedad está “más predispuesta” a aceptar los aumentos en las tarifas energéticas respecto a cuándo fue titular del área durante la administración de Mauricio Macri, al tiempo que cuestionó el atraso tarifario en la gestión de Alberto Fernández.

“Creo que la sociedad, así como tomó la decisión política de elegir a un candidato (Javier Milei) que hasta hace dos años no lo teníamos en el radar, hoy está más predispuesta al sacrificio que significa estar pagando por la energía lo que la energía realmente cuesta”, manifestó Aranguren en diálogo con Radio con Vos.

Según el ex ministro, al iniciar el gobierno de Mauricio Macri, la tarifa eléctrica “renumeraba el 15% del costo de generar, transportar y distribuir; y durante su gestión, entre 2018 y 2019, se la llevó a entre “75% a 80%”.

“Hoy ese valor está en el 22%. Volvimos para atrás y tropezamos nuevamente con la misma rueda. Habría que preguntarse hasta cuando nos van a seguir mintiendo porque es una mentira que no pagamos la tarifa eléctrica o de gas”, remarcó Aranguren.

Señaló que la tarifa subsidiada se la paga de todas formas “de una manera muy ineficiente que es a través del impuesto inflacionario que, por lo general, beneficia más a los que tienen alto poder adquisitivo y perjudica a los que tienen bajo poder adquisitivo”.

“La situación del país no da para más. No hay caja. Si queremos destinar la recaudación de impuestos que tenemos a temas de tipo social y solventar a aquella gente que está en peor situación económica, tenemos que dejar de subsidiar a aquellos que estamos en mejor nivel de poder adquisitivo”, sostuvo.

En ese sentido, afirmó que, durante el último año, el 25% de subsidios energéticos se lo llevó “el quinto quintil de mayor poder adquisitivo”.

Además, cuestionó que los subsidios de las zonas frías “los reciban cualquier habitante, independientemente del poder de compra”.

Los nuevos cuadros tarifarios de las distribuidoras eléctricas Edenor y Edesur en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) comenzaron a regir la semana pasada con aumentos de entre 65% y 150% según el nivel de ingresos, luego de ser aprobadas por el Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE).

No obstante, Aranguren aclaró que los aumentos oscilan “entre 240% y 300% porque se redujeron las categorías de consumo residencial” y se “modificaron los montos del costo propio de distribución”.

A partir de abril se aplicarán nuevos incrementos mensuales según la inflación acumulada al tiempo que el Gobierno define un nuevo mecanismo de distribución de subsidios proponiendo la conformación de la denominada Canasta Básica Enérgica (CBE), la cual tratará en audiencia pública el próximo 29 de febrero.

La propuesta oficial prevé determinar los ingresos totales del grupo conviviente y subsidiar únicamente a aquellas familias cuyo costo del CBE exceda el 10% del ingreso conjunto, tomando en consideración también a otros parametros como las zonas bioclimáticas del país.

“Nosotros en nuestra gestión hicimos algo más rápido y sencillo que fue excluir a la parte de la población que no recibirá subsidio con criterios como tener más de una casa, o un auto menor a cinco años de antigüedad. Deseo que puedan hacerlo rápido”, afirmó Aranguren

Consideró que una problemática de la CBE a resolver es que la “identificación del grupo familiar con el titular del medidor” pues no coinciden en el caso de alquileres.

“Algo que me gustaría que no ocurra y que se menciona es que se quiere hacer un consumo de bloque, uniforme a lo largo del año para que las facturas no fluctúen. Creo que es un error porque uno tiene que darle a la energía el costo de lo que vale en el momento en que uno la consume y las tarifas uniformes son contrarias a un comportamiento racional del consumidor”, concluyó el exministro y extitular de la filial de Shell en Argentina.

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Rodríguez Chirillo le pidió la renuncia a gerentes históricos de Cammesa y desarma una de las últimas reservas de valor técnico del sector energético

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, está decidido a concretar una reforma sustancial en Cammesa, la empresa que administra el mercado eléctrico mayorista. La idea es eliminar el rol de la compañía como contratante (offtaker) de nuevos proyectos de generación y también como intermediaria en la compra de combustible para las centrales termoeléctricas. Como parte de esa avanzada, este martes le pidió la renuncia a los integrantes de la Gerencia de Contratos de la firma. En los próximos días podría hacer lo propio con el área de Combustibles de la empresa, según pudo saber EconoJournal cuatro fuentes del sector sin contacto entre sí.

La decisión del secretario de Energía llama la atención por el contenido, pero también por las formas. Decidió desprenderse de cuadros técnicos de probada capacidad y en algunos casos con más de 20 años de experiencia en el sector cuando aún no logró nombrar a un profesional al frente de la Subsecretaría de Energía Eléctrica. Es realmente llamativo, sobre todo porque lo hizo sin el aval del Directorio de Cammesa, integrado también por directivos de empresas generadoras, transportistas y distirbuidoras de electricidad.

El contexto tampoco es el mejor, dado que en las últimas semanas se acentuó el conflicto entre el gobierno y las empresas eléctricas por la decisión del Ministerio de Economía de pisar los pagos a Cammesa, como publicó este medio. La semana pasada Rodríguez Chirillo había decidido avanzar con su propuesta de reforma de Cammesa en la asamblea de accionistas de la compañía, tal como publicó Letra P. El secretario de Energía introdujo el tema en el orden del día pero fue eliminado poco antes de comenzar la reunión.

De todas formas, Chirillo avanzó en los hechos y esta semana le pidió a Jorge Garavaglia, gerente general de Cammesa, que responde políticamente al secretario, que le pida la renuncia a los gerentes de Contratos y también al titular de Legales. En total, son unas 10 personas. Lo verdaderamente preocupante es que, por una visión principista o en algún punto ideológica del gobierno, una empresa mixta que es controlada por el Estado se desprenda de cuadros técnicos especializados que provocan una pérdida de valor para el sector público en su conjunto.

La decisión de Rodríguez Chirillo se asemeja, en ese punto, con la del ex subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, referente energético de La Cámpora, que en 2022 relevó a Nicolás García, por ese entonces gerente de Combustibles de Cammesa y uno de los mejores profesionales con los que contaba el Estado sólo porque el directivo de Cammesa había colaborado con el ex ministro Matías Kulfas, ex ministro de Desarrollo Productivo. La historia terminó con García contratado por una de las principales empresas de energía del país, probablemente con un mejor salario, y el sector público sin un cuadro que podía diseñar políticas públicas desde el conocimiento y la solvencia práctica. Lo mismo sucederá probablemente ahora, con los ejecutivos del área de Contratos captados por empresas privadas que, desde el sentido común, aprovechen sus capacidades en lugar de despreciarlas.

Pauperización

Lamentablemente, una de las constantes en los últimos 20 años en el área energética del sector público es la pauperización de sus líneas técnicas. El Estado público fue incapaz de sostener, reemplazar y capacitar a nuevos cuadros técnicos, tanto en electricidad como en hidrocarburos, frente a la salida de profesionales que muchas veces dejaron sus cargos por decisiones políticas más que por su performance laboral.

Una de las últimas áreas o reservas que había logrado escapar a esa tendencia era Cammesa. Tal vez por ser una empresa de capital mixto con presencia en el directorio de generadores, transportistas y distribuidores de electricidad, la compañía que administra el mercado mayorista había logrado sostener un alto nivel técnico. Al menos hasta ahora, dado que Rodriguez Chirillo tiene la firme decisión de que la empresa acote fuertemente su campo de acción y retrotraerlo a las funciones originales de la década de los ’90.

, Nicolás Deza

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Se inició el traslado de los motocompresores para el gasoducto cordillerano

Los equipos motocompresores para la ampliación del Gasoducto Cordillerano comenzaron a ser trasladados desde la planta de Industrias Secco en la ciudad de Rosario, Santa Fe, hasta la provincia de Chubut.

Se trata de 3 equipos de 1.800 HP cada uno, que cuando concluyan las obras civiles serán emplazados en Río Senger (2) y el restante en Gobernador Costa, permitiendo la factibilidad de conexión para 23 mil nuevos usuarios en Chubut y de Río Negro.

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La Secretaría de Minería presenta un sitio web para inversores de la mayor feria del sector

La minería argentina irá a la feria internacional PDAC, la principal convención de minería y exploración de minerales del mundo, para lo cual la Secretaría de Minería desarrolló un sitio web para agilizar los contactos con inversores y consolidar proyectos mineros, lo que se reforzará con una importante presencia de autoridades provinciales.

La Secretaría de Minería anunció hoy que proporcionará el soporte para las actividades y reuniones que allí se desarrollen con un stand institucional y material informativo, catálogo de proyectos, catastro minero, información geológica y videos institucionales contenidos en su página web.

Para acceder a la información ingresar al sitio oficial de la Secretaría de Minería para la Prospectors & Developers Association of Canada – PDAC2024 donde se encuentran desde los catastros mineros hasta los catálogos de proyectos y una serie de presentaciones sobre la actualidad del sector minero nacional.

La información es de utilidad para inversores extranjeros que buscan profundizar su conocimiento de la oferta de proyectos y del potencial geológico de nuestro país.

Anualmente Canadá se convierte en el centro de atracción de los inversionistas, quienes asisten al Centro de Convenciones Metro de Toronto con el fin de encontrar nuevas plazas dónde operar y concretar proyectos mineros.

Este año PDAC se realizará desde el domingo 3 al miércoles 6 de marzo, y a este evento anualmente asisten más de 30.000 personas de todo el mundo, debido a su nutrida agenda de actualidad, contacto directo con autoridades nacionales y oportunidades comerciales.

Durante los cuatro días, el centro de convenciones recibirá a inversionistas, financistas, administradores de fondos, académicos, ejecutivos bancarios, corredores, analistas, abogados, comunicadores, desarrolladores mineros, gerentes de exploración, geólogos, geocientíficos, Ingenieros, funcionarios gubernamentales y estudiantes de todo el mundo relacionados con la industria minera.

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Vista compite con tres petroleras por los yacimientos de Exxon en Vaca Muerta

La petrolera estadounidense evalúa ofertas de Pan American Energy (PAE), Geopark, Qatar Energy y la empresa de Galuccio. El presidente ejecutivo de Vista, Miguel Galuccio, admitió que su compañía está “estudiando” los yacimientos que ExxonMobil puso a la venta en Vaca Muerta. En una conferencia con inversores la semana pasada reconoció que los activos que la petrolera estadounidense de mayor envergadura tiene en la Cuenca Neuquina son “interesantes”. La petrolera con sede en Houston evalúa múltiples ofertas de al menos cuatro pares que operan en Vaca Muerta. La agencia Bloomberg consignó que explora una venta “por 1.000 millones de dólares […]

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Tras el fallo favorable a Chubut, Melella anunció que no detendrá la producción de petróleo

El gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, no paralizará este miércoles la producción de petróleo en su provincia, medida que inicialmente había dispuesto en adhesión al reclamo del gobernador de Chubut, Ignacio Torres, al Gobierno nacional, por el recorte de fondos de coparticipación.

El mandatario fueguino dijo que revirtió la medida por el fallo conocido este martes de parte de la Justicia chubutense que ordena a las autoridades nacionales cesar con los descuentos de recursos coparticipables y entablar una negociación.

“Se suspendió medida (consistente en paralizar la producción de petróleo por un día) en toda la Patagonia tras conocerse el fallo judicial”, ratificó Melella a Télam.

El gobernador “celebró” la decisión judicial en favor del reclamo de la provincia de Chubut y llamó a “iniciar un nuevo camino de relaciones entre las provincias y el Gobierno Nacional”, escribió en su cuenta de X.

Melella sostuvo también que “es necesario establecer un diálogo de paz, en consenso, para la construcción mutua de crecimiento, respetándonos entre todos, con el bienestar social y la paz social como horizonte”.

En un último posteo, el titular del Poder Ejecutivo fueguino consideró que “las provincias tenemos nuestro plan de desarrollo para sostener el crecimiento, el reordenamiento de nuestros Estados, y para poder llevarlo adelante necesitamos que se respete” el ingreso normal de fondos, concluyó el referente de Unión Por la Patria (UxP).

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Milei no negocia y recurre a la Corte Suprema para apelar el fallo a favor de Chubut

El Presidente encomendó a su equipo a presentar un recurso de apelación ante la Corte por medio de un per saltum o un pedido de incompetencia del tribunal que falló a favor de Chubut por los fondos de coparticipación. El presidente Javier Milei no cederá ni un centímetro en la dura pelea por el recorte de fondos con las provincias y hoy lo demostró con hechos concretos: ordenó al equipo legal de la Casa Rosada a pedir un per saltum a la Corte Suprema de Justicia o eventualmente plantear la incompetencia y recusación del juez que favoreció a la provincia […]

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Torres dijo que el conflicto de Chubut con Nación “está saldado” y no frenará producción de petroleo

El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, consideró que el conflicto con Nación por los fondos provinciales “condujo a una falsa grieta” y pidió “unidad” porque no hay tiempo para dar “discusiones ideológicas”.

“El tema condujo a una falsa grieta entre el Estado nacional y los Estados provinciales. Argentina necesita unidad y que nos pongamos de acuerdo, no tenemos tiempo para dar discusiones ideológicas cuando hay que garantizar la salud, la educación”, expresó Torres en conferencia de prensa desde el Senado.

El mandatario provincial pidió al gobierno nacional tener “humildad” para escuchar al interior productivo y anunció que el 7 de marzo se presentará un “manifiesto patagónico” donde los mandatarios de las provincias de esa región demostrarán “el tremendo potencial que tenemos”.

“Si el gobierno tiene la humildad suficiente para escuchar al interior productivo, la Argentina va a salir adelante de una vez por todas. El 7 vamos a tener un encuentro donde vamos a ratificar en las legislaturas locales un manifiesto patagónico para mostrar el tremendo potencial que tenemos”, indicó.

Torres consideró que el conflicto con Nación por los fondos “está saldado” por el fallo de un juez de Rawson que ordenó el cese de las retenciones de fondos por la coparticipación y, al ser consultado sobre la posibilidad de frenar la producción de petróleo en la provincia, indicó que “si no nos visibilizaban, nos pisaban”.

“Nunca jamás pondríamos en riesgo el trabajo o la seguridad de nuestros chubutenses. El tema está saldado”, dijo Torres en conferencia de prensa y agradeció “el acompañamiento de las operadoras” petroleras.

El gobernador de Santa Cruz quiere que Nación llame a una “mesa de diálogo”

Claudio Vidal, consideró hoy que “llegó el momento de buscar consensos” y pidió a una “mesa de diálogo” entre todos los sectores involucrados en el conflicto entre la Nación y diversas provincias.

“Llegó el momento de buscar consensos, trabajar en equipo, hay que acompañar a este gobierno. Quiero que a este gobierno le vaya bien pero tiene que haber respeto, basta de violencia mediática. El gobierno nacional tiene que dar el ejemplo, comenzando a respetar la democracia, convocando a todos los sectores a una mesa de diálogo”, expresó.

Ziliotto advirtió que la gobernabilidad “es una avenida de ida y vuelta”

El gobernador de La Pampa indicó que “la gobernabilidad es una avenida de ida y vuelta” y aseguró que los mandatarios provinciales “vamos a seguir apostando a la institucionalidad”.

En una conferencia de prensa ofrecida por los gobernadores patagónicos en el Senado, el mandatario pampeano aseguró: “El mandato no nos pone por encima de nadie. Vamos a apostar una Argentina del diálogo, el consenso y la discusión porque en la argentina hace falta gobernabilidad”.

Weretilneck invitó a Milei a un encuentro de gobernadores patagónicos en Madryn

El gobernador de Río Negro invitó al Presidente a un encuentro que se realizará el 7 de marzo en Puerto Madryn, donde estarán presentes mandatarios, legisladores, empresarios y trabajadores de la Patagonia.

“El 7 de marzo los gobernadores de la Patagonia nos vamos a encontrar en Puerto Madryn y va a sesionar el parlamento patagónico. Queremos invitar al Presidente de la Nación que visite la provincia de Chubut ese día y va a encontrar a todos los gobernadores, legisladores, empresarios y el movimiento obrero dispuestos a dialogar”, expresó.

Neuquén sostiene que la Patagonia aporta “muchísimo” al PBI pero recibe “más caro” energía y transporte

Rolando Figueroa, remarcó que las provincias patagónicas contribuyen “muchísimo al Producto Bruto Interno (PBI)” del país, pero advirtió que “a la hora de recibir” obtienen “la energía más cara y pagando el transporte más caro”.

“Contribuimos muchísimo al PBI de nuestro país y muchas veces a la hora de aportar, que lo hacemos con mucho gusto porque amamos esta patria, terminamos recibiendo la energía más cara, pagando el transporte más caro, pagando la electricidad más cara, mucho en fletes y más impuesto a las ganancias que el resto del país”, advirtió

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Naturgy aumenta su inversión un 53%, concentrándose en la transición energética

El grupo energético incrementó su EBITda hasta los 5.475 millones de euros (+11%) y registró un beneficio neto de 1.986 millones de euros (+20%) durante un ejercicio marcado por una caída de los precios de la energía y un entorno muy volátil. Naturgy ha anunciado los resultados operativos del año 2023. La compañía afirmó que el 90% de la inversión se destinó a proyectos de transición energética, de los cuales 1.730 millones de euros se destinaron a generación de energía renovable y más de 900 millones de euros a redes de distribución. Actualmente, la compañía cuenta con 6,5 GW de […]

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Encuentran reservas de hidrógeno para alimentar toda nuestra civilización durante siglos

Un informe del Servicio Geológico de EEUU asegura que hay suficiente hidrógeno natural atrapado en el subsuelo para satisfacer la demanda prevista durante cientos de años. Geoffrey Ellis, del Servicio Geológico de Estados Unidos, ha asegurado en una reunión de la Asociación Americana para el Avance de la Ciencia celebrada recientemente en Denver, que hay hasta 5,5 billones de toneladas de hidrógeno en depósitos subterráneos de todo el mundo. Esta cifra, asegura, sería suficiente para colmar las necesidades de nuestra civilización durante cientos de años. El hidrógeno es una de las grandes promesas para paliar la crisis energética y ayudarnos […]

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La Universidad Austral presente en la reunión preliminar de la Secretaría de Energía de la Nación

Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la universidad, participó del encuentro junto a otros rectores, para impulsar propuestas académicas vinculadas al sector energético. El viernes pasado, la Universidad Austral asistió a la primera reunión preliminar del año de la Secretaría de Energía de la Nación, encabezada por el secretario Eduardo Chirillo, con el objetivo de sumar a la institución nuevas propuestas académicas vinculadas al sector energético. Estuvo presente el director del Instituto de Energía de la Universidad Austral, Roberto Carnicer, junto a otros rectores universitarios, donde se dialogó sobre la posibilidad de que los estudiantes realicen prácticas profesionales […]

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Instrumentación de la emisión de certificados de crédito fiscal por compensación

El 9 de febrero de 2024 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 10/2024 de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía con el fin de instrumentar la emisión de los Certificados de Crédito Fiscal por Compensación. De acuerdo con la normativa vigente, las actividades relacionadas con la explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos están sujetas a las disposiciones de la Ley N° 17.319 y sus modificaciones, así como a las reglamentaciones dictadas por el Poder Ejecutivo Nacional. Este último fija la política nacional sobre estas actividades, con el objetivo principal de satisfacer las necesidades de […]

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Encuentran un escape natural de petróleo en el Estrecho de Magallanes

Un reciente estudio científico ha revelado la existencia de una columna de filtrado natural de crudo de petróleo a lo largo del Estrecho de Magallanes, lo que genera preocupación sobre posibles efectos sobre la biodiversidad de la región y la Antártica. La investigación recorrió unos 510 kilómetros, desde Punta Arenas hasta Puerto Williams, utilizando el sistema FerryBox a bordo del transbordador Yaghan de la empresa Yabsa. El equipo, comandado por el Dr. Ricardo Giesecke, académico de la Universidad Austral (UACh) e investigador del Centro de Investigación Dinámica de Ecosistemas Marinos de Altas Latitudes (IDEAL), evaluó los parámetros físicos, químicos y […]

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Estatal chilena Enap se asocia para promover la producción de gas natural

Enap, también conocida como Empresa Nacional del Petróleo, firmó un acuerdo con Upwing Energy para instalar compresores en áreas de pozos profundos durante sus operaciones terrestres en el Cañón de Magallanes. La compañía estatal de petróleo y gas de Chile se está asociando con una empresa con sede en California para maximizar los beneficios de sus campos de gas natural en una nación que depende principalmente de los hidrocarburos importados. La Empresa Nacional del Petróleo (Enap) firmó un acuerdo con Upwing Energy para instalar compresores en áreas profundas de los pozos en sus operaciones costa adentro en la cuenca de […]

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Patriot Battery permanece abordando temas clave en su proyecto Corvette

Algunos de los mejores análisis fueron 1,10 por ciento de óxido de litio en 22,5 metros, incluido 1,57% en 15,2 metros. En la región de Eeyou Istchee James Bay de Quebec, Patriot Battery Metals se encuentra adelante en la pegmatita CV13 en su proyecto de litio Corvette, de propiedad absoluta. Algunos de los mejores análisis fueron 1,10% de óxido de litio (Li2O) en 22,5 metros, comprendiendo 1,57% en 15,2 metros; 1,20% Li2O en 19,4 metros; y 1,54% Li2O en 16,1 metros, comprendiendo 2,57% en 7,2 metros. Patriot afirma haber estudiado la pegmatita CV13 a una distancia de 2,3 km y […]

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Verónica Bonifaz Masías es designada por Pluspetrol Perú como nueva gerente de Asuntos Externos

La nueva ejecutiva posee 20 años de experiencia en asuntos públicos, comunicación corporativa y sostenibilidad. El entrante de Verónica Bonifaz Masías como nuevo gerente de Asuntos Externos de la compañía en Perú fue anunciado por Pluspetrol. Trayectorias El nuevo ejecutivo de Pluspetrol cuenta con 20 años de experiencia en asuntos públicos, sustentabilidad y comunicación corporativa. También tiene experiencia en relaciones corporativas, asuntos regulatorios y gestión de temas sociales. Previo a asumir este nuevo desafío, Verónica Bonifaz se desempeñó como directora de Asuntos Públicos, Sostenibilidad y Comunicaciones de Coca-Cola Company para Perú y Ecuador. Además, ha ocupado cargos importantes en empresas […]

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Por el gas de Vaca Muerta, Methanex busca operar su planta en Punta Arenas a plena capacidad de forma continua

Methanex, el principal productor de metanol del mundo, apunta a producir metanol en su planta de Punta Arenas en Chile de forma ininterrumpida gracias al gas argentino. La compañía canadiense, que viene de realizar una ampliación en su planta chilena, esta observando una mayor disponibilidad de gas argentino en los meses por fuera del invierno y aspira a firmar contratos de abastecimiento anual.

El CEO y presidente de Methanex, Rich Sumner, afirmó que buscarán contratar pleno suministro de gas durante todo el año y no tener que reducir la producción de metanol en los meses de invierno. “Las inversiones en infraestructura y desarrollo de gas natural en Argentina continúan avanzando y estamos trabajando con nuestros proveedores de gas natural para extender el período de disponibilidad total de gas en nuestras plantas”, dijo Sumner durante una call con inversores.

Methanex realizó el año pasado una actualización de su planta en Punta Arenas. Se instaló un nuevo horno reformador, entre otras obras. La planta tiene dos trenes de producción de metanol que operan en conjunto solo durante la primavera y el verano.

Pero la compañía ve una ventana de oportunidad en los próximos años para firmar contratos de suministro anual que permitirán operar con los dos trenes sin restricciones estacionales. “Lo que veo es que habrá mucho más desarrollo positivo en los próximos años. Y lo que yo diría es que nuestro objetivo es contratar a más largo plazo este gas total en los períodos no invernales y luego, con el tiempo, acortamos esos períodos intermedios hasta el punto en que podamos avanzar hacia el suministro total de gas. No puedo darles plazos exactos, pero creo que sucederán muchas cosas positivas en los próximos años”, afirmó Sumner.

Exportaciones a Chile

Las exportaciones de gas a Chile se reactivaron en 2018 por el auge de la producción en Vaca Muerta. La consolidación de la oferta doméstica de gas durante el invierno comienza a habilitar de a poco la vuelta de las exportaciones en firme: los gobiernos de Alberto Fernández y Gabriel Boric firmaron el año pasado un acuerdo de provisión en firme por hasta cinco millones de m³ diarios para el próximo invierno.

En Methanex están siguiendo este desarrollo de cerca. Sumner afirmó que la Argentina “es una historia muy positiva” y destacó la construcción de nueva infraestructura de gas como el gasoducto Néstor Kirchner y la pronta disponibilidad de nueva producción como el proyecto Fénix en Tierra del Fuego.

Actualmente la planta en Punta Arenas esta operando con sus dos trenes a plena capacidad. La compañía canadiense proyecta una producción en Chile de entre 1,1 y 1,2 millones de toneladas de metanol para este año. El gas argentino representa entre el 60 y 65% del gas total consumido por la planta en los meses de primavera y verano.

Metanol

Methanex anticipa un crecimiento continuo en la demanda global de metanol producto de la migración en la industria naval hacia la fabricación de embarcaciones impulsados con combustibles más limpios.

La empresa cerró un 2023 positivo con un incremento de 3% en la demanda global de metanol en el último trimestre del año contra el trimestre anterior. Una mayor demanda de China disminuyó los inventarios globales de metanol, aumentando el precio. La compañía pronostica un crecimiento en la demanda global para este año similar al de 2023.

Más allá de 2024, se observa un continuo crecimiento en la demanda sin oferta nueva por fuera de China, en donde los productores principalmente utilizan carbón para producir metanol. El principal driver del crecimiento global proviene de la industria naval: las órdenes de compra de barcos con motores duales a metanol superaron las órdenes de embarcaciones con propulsión a LNG en 2023. Es la primera vez que ocurre y supone la botadura de más de 250 embarcaciones con motores duales a metanol para el 2028.

, Nicolás Deza

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Pemex obtuvo una ganancia del 9,9% en 2023

Petróleos Mexicanos (Pemex) obtuvo un beneficio neto de US$ 6.497 millones , un aumento del 9,9% frente a 2022 y el segundo año consecutivo de ganancias.

La compañía señaló que los ingresos totales por ventas y servicios descendieron un 27,8% hasta casi 1,72 billones de pesos (101.639 millones de dólares).

El gobierno de López Obrador condonó recientemente a la petrolera los impuestos por el derecho de utilidad compartida (DUC) y la extracción de hidrocarburos de los últimos cuatro meses, lo que equivaldría al menos a US$ 5.060,8 millones

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Colombia publica para comentarios borrador que agiliza el licenciamiento ambiental para proyectos renovables

El Ministerio de Ambiente de Colombia ha dado un paso significativo hacia la agilización del proceso de licenciamiento ambiental para proyectos de generación de energías renovables no convencionales (FNCER) en el país. La entidad ha publicado para comentarios un borrador de decreto que propone modificaciones en las competencias de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) y las Corporaciones Autónomas Regionales (CAR) en la tramitación de licencias para proyectos FNCER, lo cual marca un cambio en las disposiciones actuales establecidas por el Decreto 1076 de 2015.

La propuesta redefine las responsabilidades de la ANLA y las CAR, al establecer que la ANLA asumirá el trámite de licencias para proyectos de generación FNCER a partir de los 50 megavatios (MW). Actualmente, las CAR evalúan licencias para proyectos que oscilan entre 10 MW y 99 MW, mientras que la ANLA se encarga de proyectos de 100 MW en adelante.

Esta medida busca brindar mayor seguridad, agilidad y transparencia al proceso de licenciamiento ambiental, priorizando los proyectos de FNCER como parte de las metas en gigavatios de la Transición Energética Justa, una de las prioridades del Gobierno del Cambio.

Proyecto-Decreto-1

El proyecto de decreto, liderado por el Ministerio de Ambiente y la ANLA, ha contado con la participación activa de diversos gremios, incluyendo ANDI, ACOLGEN, ANDEG, ANDESCO y SER COLOMBIA. Este primer paso forma parte de un Proyecto de Ley más amplio que busca implementar un procedimiento diferenciado y escalonado, que agilice la evaluación de licencias ambientales para impulsar el desarrollo sostenible.

En conversaciones con Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio Fundador de OGE ENERGY, firma de abogados especializados en transacciones de proyectos de energía limpia, celebra este primer hito: «Esta propuesta es una evidencia más del compromiso del gobierno en incrementar la generación de energía a través de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable. Esta normativa beneficiará a inversionistas del sector eléctrico, especialmente a desarrolladores de proyectos con capacidad instalada igual o superior a 50 MW, así como a la infraestructura de transporte de energía eléctrica».

Al ser consultado sobre el impacto en los tiempos de otorgamiento de licencias ambientales, el especialista explica que la medida proporcionará celeridad, especialmente para proyectos de generación solar, eólica, geotérmica y mareomotriz.

Y agrega:»La centralización en la ANLA para proyectos con capacidad instalada igual o superior a 50 MW facilitará un proceso más eficiente y rápido en comparación con el sistema actual».

Suarez también resalta que, junto con la reciente expedición de la Resolución No. 40042 del Ministerio de Minas y Energía, estas medidas son fundamentales para cerrar transacciones de proyectos de FNCER satisfactoriamente. En efecto, Suárez enfatiza que la combinación de la licencia ambiental y la aprobación de la fecha de puesta en operación contribuirá significativamente al logro de la meta gubernamental de alcanzar 6 gigavatios para el año 2026.

El borrador de decreto estará abierto a comentarios hasta el próximo 12 de marzo a través de la página www.minambiente.gov.co, marcando un periodo crucial para la participación ciudadana en este importante avance hacia la consolidación de una matriz energética más sostenible en Colombia.

Una vez finalizada la etapa de comentarios, estos serán analizados y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible deberá decidir si lo pone en vigencia.

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Claves para optimizar la importación de componentes para proyectos de energías renovables

Total Logistics Solutions (TLS), operadora 4PL que además integra soluciones de transporte internacional de mercancía por aire, mar y tierra, gestiones aduanales y almacenaje bajo diferentes regímenes, cuenta con amplia expertise en el sector energético.

Según revelaron desde la compañía, en el inicio del 2024 registran una participación del 30% del total de proyectos fotovoltaicos con concesiones definitivas otorgadas en República Dominicana.

Al respecto, Yamel Manzano, gerente comercial de TLS, destacó que contar con TLS como aliado en el Caribe para la gestión de aduanas o transporte es de alto valor para que los importadores no pierdan tiempo, ni dinero.

“Contratar a un agente logístico que tenga experiencia en este nicho es importante, porque la verdad es que los procesos, como los de exoneración de impuestos, deben ser agotados por un agente que domine el tema, como el caso de TLS. De hecho, ese es nuestro enfoque en términos de gestión aduanal”, declaró Yamel Manzano.

En conversación con Energía Estratégica, la gerente comercial de TLS compartió grandes consideraciones para asegurar una importación de componentes para proyectos de energías renovables óptima.

Primeramente, la especialista indicó como necesario realizar una programación adecuada para optimizar tiempos tanto de transporte marítimo como terrestre, de manera que, al momento de estar disponible la mercancía, esta empiece a moverse en dirección al sitio de entrega.

Entendiendo que los mercados desde donde principalmente sale la mercancía vinculada con proyectos fotovoltaicos son Asia y Europa, destacándose China, Alemania y, en algunos casos, España, la referente de TLS puso en consideración que el tiempo de tránsito hasta República Dominicana debe considerarse en el orden de los 25 días, o superior en la mayoría de los casos.

Es preciso hacer la salvedad de que previamente se debe tener en cuenta el tiempo de producción, que depende de la disponibilidad del suplidor y que podría generar demoras en el inicio del transporte, por lo que la especialista insistió en lo importante que es hacer una programación de forma correcta para que, en caso de que suceda cualquier retraso, no se afecte notablemente la obra.

“Hay que considerar la cantidad de días libres que se negocian con las navieras en términos de demora de contenedores. Esto es superimportante porque el proceso de exoneración por la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien otorga el desmonte de impuesto a los importadores, a los dueños del proyecto, tarda unos 20 días aproximadamente entre que inicia y puede ser concluido”, puntualizó sobre el caso dominicano.

Y añadió: “Entonces, los importadores deberían negociar el máximo tiempo de días libres en términos de demora de contenedor (suelen otorgarse desde 7 días hasta 30 días); para que, de esa forma, cuando tenga que agotar el proceso de exoneración localmente, pues no se vean afectados por el alto costo de la demora”.

En el caso dominicano, esas demoras se podrían traducir en aproximadamente 100 dólares por equipo al día, sin contar la demora en el puerto que sería menor a la que hay que también tener en cuenta porque no deja de ser un cargo adicional.

Ahora bien, Yamel Manzano añadió que para evitar ese escenario, agentes como TLS pueden apoyar en la apelación y solicitud ante aduana para lograr un despacho provisional pendiente de exoneración, en caso de que el proceso se haya iniciado pero no se haya podido completar en un tiempo óptimo.

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Perú busca alianzas internacionales para promover el hidrógeno verde

Si bien Perú aún no cuenta con una Estrategia Nacional de Hidrógeno y la producción del vector energético se encuentra en etapas iniciales por sus altos costos y la necesidad de inversión en infraestructura, importantes actores del sector energético trabajan articuladamente para detonar la industria y existen diversos proyectos en cartera.

En efecto, la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú) posiciona al país como un posible líder mundial por su alto potencial renovable, su ubicación geográfica estratégica en el Cono Sur.

Teniendo en cuenta todo ese potencial, las declaraciones de Rómulo Mucho Mamani el nuevo ministro de Energía y Minas (MINEM), asumido el pasado 13 de febrero, en favor del vector energético hacen crecer las expectativas del sector.

El ministro encabezó la Conferencia “Diálogo de Políticas del Foro de cooperación Asia Pacífico (APEC) 2024, sobre el Hidrógeno Verde y Bajo en Carbono como un habilitador para la transición energética«, que se desarrolla en el Centro de Convenciones de Lima.

En dicho encuentro señaló que el objetivo principal es apoyar el crecimiento económico sostenible y la prosperidad en el Asia-Pacífico; por ello, el Perú busca integrar sus esfuerzos junto a otros países para avanzar en el uso eficiente de la energía y los recursos para su generación.

Y agregó: “La energía es la base sobre la que se construyen nuestras economías. Sin embargo, debemos también ser conscientes de las amenazas climáticas que enfrentamos, las cuales son principalmente causadas por sistemas energéticos aún vigentes. Por ello, es imperativo un uso eficiente y consciente de los recursos energéticos”.

En este sentido, Mucho celebró: “El propósito que nos convoca a esta conferencia marca un hito importante en el recorrido hacia la reunión ministerial de agosto próximo, a fin de promover el uso del hidrógeno verde e hidrógeno de bajo carbono en la región de Asia-Pacífico”.

De esta forma, aseguró que las conclusiones de este evento serán insumo valioso para posteriores reuniones y acuerdos del Energy Working Group en el contexto de la APEC 2024, para una transición energética.

A su turno, el viceministro de Electricidad del MINEM, Jaime Luyo Kuong, destacó también la importancia de crear espacios de colaboración entre países tecnificados y economías en desarrollo para darles el soporte necesario en el desarrollo de la industria del hidrógeno verde rumbo a la transición energética.

Posteriormente, el ministro Rómulo Mucho y Luyo Kuong mantuvieron un encuentro bilateral con Shirai Toshiyuki, director de Relaciones Internacionales de la Agencia de Recursos Naturales y Energía del Ministerio de Economía, Comercio e Industria del Japón, y con Irie Kazutomo, presidente del Centro de Investigación de Energía Asia – Pacífico.

Según trascendió, las autoridades dialogaron sobre la posibilidad de firmar un Memorándum de cooperación entre los dos ministerios.

Otras intervenciones del nuevo ministro en favor de la industria

Tal como anticipaba Energía Estratégica, según fuentes consultadas por este medio Rómulo Mucho tiene una firme convicción en avanzar en la transición energética.

“Es probable que muestre una actitud más proclive a aprobar los proyectos de ley en favor de las renovables que están en discusión”, explican.

Un ejemplo de ello fue su sólida intervención en el proyecto de ley  dirigido a promover el uso del hidrógeno verde como combustible. Junto a sus técnicos, denunció un error conceptual en la definición de hidrogeno verde por lo que se llamó a cuarto intermedio para modificar el texto.

El objetivo de estos esfuerzos es que se apruebe una legislación correcta que promueva la producción y posterior exportación de hidrogeno verde, a fin de diversificar la matriz energética.

Si bien la Comisión Permanente desoyó esas recomendaciones y aprobó el texto con una definición que considera al hidrogeno verde como un vector energético producido con tecnologías de baja emisión de gases de efecto invernadero. Se espera que el ejecutivo rechace esta definición dado que mundialmente el hidrogeno verde es todo aquel producido por energías renovables, las cuales no emiten gases de efecto invernadero.

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Nueva ronda Generfe: Santa Fe lanzará otra licitación de renovables durante el 2024

La provincia de Santa Fe trabaja fuertemente en la promoción e incorporación de fuentes de generación sustentables y prepara una nueva licitación de renovables para antes de mitad del corriente año. 

El gobierno retomará el Programa de Generación de Energías Renovables de la Provincia de Santa Fe (Generfe), con el que lanzará una convocatoria para la construcción de 30 MW solares más y una para la modernización del parque fotovoltaico San Lorenzo (1 MWp de capacidad).

“Abril es la fecha límite prevista para el llamado del revamping del PS San Lorenzo, mientras que junio debemos tener lanzada la licitación de 30 MW más en corredores provinciales”, afirmó Verónica Geese, secretaria de Energía de la provincia de Santa Fe, en conversación exclusiva con Energía Estratégica

“El objetivo es que sean obras con un propósito estratégico para mejorar el sector productivo. Y es probable que, dentro de la misma convocatoria de 30 MW, haya un proyecto con almacenamiento, que nos ayudará a estabilizar la red y elegir los lugares con un poco más de flexibilidad”, agregó. 

Y según pudo averiguar este portal de noticias, en principio no será un único parque de 30 MW de potencia, pero tampoco centrales de 5 MW como en el llamado del año pasado (20 MW totales repartidos en 4 plantas de 5 MW cada una) en el que sólo hubo un único oferente (ver nota). 

Sino que se evalúan proyectos mayores a 5 MW debido a una cuestión de economía de escala y para que haya empresas interesadas en participar en este proceso. 

Además, no se descarta la posibilidad de ampliar la capacidad a subastar, pero ello dependerá de lo que suceda con los proyectos adjudicados en la licitación RenMDI (realizada en 2023).

¿Por qué? EL sector está a la espera de saber si el gobierno finalmente respeta los contratos firmados o si se retrae la decisión, tal como sucedió semanas atrás con la convocatoria termoeléctrica cuando, por medio de una nota a Cammesa, el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, suspendió la firma de contratos de tipo PPA con los generadores ganadores. 

De todos modos, Verónica Geese reconoció que la mejora del servicio energético es una “prioridad” del gobernador de Santa Fe, Maximiliano Pullaro, y que, al no vislumbrar una solución para los problemas de corredores radiales (falta de obras de transmisión 500 kV y 132 kV), la solución llega por el lado de la generación, entendiendo que los precios ser más competitivos. 

“Mientras que más adelante pensamos comercializar esta energía, hacer una especie de Mercado a Término (MATER) provincial, tal vez regional con las provincias del Centro, y nos interesa tomar la posibilidad de comercializar los derechos de emisión de la energía que proyecten”, apuntó Geese. 

“También quedó pendiente hacer algo con energía eólica, pero se observa con mejores perspectivas para un próximo llamado”, complementó una fuente cercana de la Empresa Provincial de Energía (EPE) de Santa Fe en diálogo con Energía Estratégica. 

Justamente la secretaria de Energía de la provincia no fue ajena al rol de EPE y destacó que debe aprovecharse su potencial, considerando el contexto argentino actual de una liberación de diversas cuestiones regulatorias a partir de las políticas del nuevo gobierno y en el marco de la transición energética. 

“Es una vocación que puso el gobernador, que debemos ser grandes jugadores en el concierto energético de la Nación. Tenemos muchas condiciones para ello y para una mejor competencia, debemos tender a que las renovables tengan muchos jugadores para hacer resiliente al sistema y tener distintas calidades y proveedores de diversas magnitudes para todos los proyectos”, concluyó Geese.

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ASOFER desmiente informes que buscan beneficiar el negocio de la oscuridad

La Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) define como alarmante y preocupante las recientes y recurrentes publicaciones de artículos de prensa e informes de escaso rigor, así como la presencia de campañas en redes sociales que pretenden atacar la instalación de paneles solares en techos de hogares y empresas dominicanas, sugiriendo que la generación distribuida y los incentivos a las energías renovables van en detrimento de las finanzas del Estado. El objetivo de estas publicaciones es intentar responsabilizar y culpar a la generación distribuida de todos los males que afectan al sistema eléctrico dominicano.

Ante lo absurdo de estos argumentos, nos preguntamos, ¿quién paga estas campañas? ¿a quiénes benefician? Naturalmente, los sectores interesados detrás de estas publicaciones no están pretendiendo buscar soluciones a la solvencia estatal y al déficit del sector eléctrico dominicano. Más bien están buscando propugnar por la consecución de su agenda e intereses particulares, y con ello mantener su monopolio.

Desde el año 2007, el Estado dominicano, con criterio acertado, a través de sus políticas, ha incentivado y promovido la generación distribuida, tanto en hogares como en empresas, porque ha comprobado que estos sistemas aportan beneficios a la economía dominicana y permiten alcanzar los objetivos y los compromisos medioambientales asumidos.

Asimismo, las empresas distribuidoras de electricidad, Edesur, Edeeste y Edenorte, facilitan y apoyan, en la medida en la que sus recursos lo permiten, el crecimiento y la integración de los sistemas renovables en sus redes de distribución. Sin embargo, contrario es el comportamiento asumido por los sistemas aislados, quienes se oponen a facilitar la integración de sistemas renovables a sus redes, alegando siempre excusas y dificultades técnicas inexistentes. Lo cual sale a relucir una vez que ejecutan por cuenta propia los proyectos que anteriormente habían prohibido a otras empresas.

Es lamentable que se propaguen publicaciones que sugieran la eliminación de los incentivos fiscales que ofrece la Ley 57-07 a los sistemas renovables, los cuales representan el 0% del PIB y generan ingresos enormes al Estado. Incentivos que son necesarios para el fomento de la energía renovable y positivos para las finanzas del Estado. Cada incentivo otorgado se recupera, por mucho, a corto plazo. También, resulta ser una inversión a largo plazo, que retorna al Estado multiplicada por más de diez, al incrementar la recaudación a través de las empresas que instalan paneles solares, que devuelven al fisco al volverse más competitivas y reducir sus gastos.

Los problemas del sector distribución no los genera la generación distribuida. Al contrario, ayudan a reducir las pérdidas técnicas en los conductores de media y baja tensión en un 36%. La energía se produce y se consume en el mismo lugar y no tiene que recorrer largas distancias desde los centros de generación hasta los centros de consumo. Estudios independientes realizados por la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ) dentro del Programa Transición Energética, han demostrado que las redes de distribución pueden admitir mucha más energía distribuida y que la regulación es muy restrictiva, con límites que no tienen soporte técnico.

La generación distribuida apenas representa el 2% de la energía que circula por las redes de distribución, y más del 60% de esta energía renovable, no llega a viajar por las redes de distribución, ya que se consume en los lugares dónde se produce. ¿Realmente parece que este 2% es el responsable de los problemas de la distribución eléctrica? Realizar este planteamiento resulta, como mínimo, no tomarse en serio un tema de importancia capital para el país.

Marvin Fernández, presidente de ASOFER, plantea que la Superintendencia de Electricidad (SIE), como ente regulador, debe realizar, con carácter de urgencia, los estudios de penetración fotovoltaica en todas las empresas distribuidoras de electricidad, incluyendo los sistemas aislados, así como definir las tarifas eléctricas de todos los sistemas aislados. Asimismo, debe fiscalizar a aquellas empresas que violan la regulación vigente. Agregó además que ASOFER nació ante la necesidad de tener un ente que defendiera las energías renovables ante la propuesta fiscal del 2012. Hoy al igual que en el 2012, nos levantamos en defensa de la República Dominicana y de su crecimiento renovable, porque tenemos los recursos naturales, las tecnologías, el compromiso país, y un sistema eléctrico deficiente que evidentemente necesita

ayuda.

 

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Celsia busca readquirir 2,88 millones de acciones a través del mecanismo independiente de la bolsa

Celsia, empresa de energía de Grupo Argos, avanza en su programa de readquisición de acciones mediante el mecanismo independiente de la Bolsa de Valores de Colombia (BVC), con el que espera readquirir $10.000 millones que equivalen a 2.881.844 acciones ordinarias.

El precio por acción ofrecido por la compañía será de $3.470 que corresponde al mayor valor entre el precio promedio de cotización de la acción en la BVC en los cinco días hábiles anteriores a la fecha de la publicación del Aviso de Oferta (realizado hoy) y el precio de cierre de cotización de la acción en la BVC del jueves 22 de febrero de 2024, así:

Fecha

Precio

16-feb-24

3.200

19-feb-24

3.200

20-feb-24

3.360

21-feb-24

3.450

22-feb-24

3.470

Promedio

3.336

Máximo

3.470

 

Los accionistas interesados deben presentar sus ofertas a partir del próximo martes 27 de febrero hasta el 29 de febrero, entre las 9:00 a.m. a 4:00 p.m, y pueden aceptar la oferta de readquisición por mínimo una acción y máximo la totalidad de acciones que tengan. La adjudicación será mediante prorrateo, según las reglas establecidas por el instructivo operativo de la BVC.

En este mecanismo pueden participar todos los accionistas que posean acciones ordinarias de la compañía y que estén inscritos en el Depósito Centralizado de Valores de Colombia Deceval S.A. 

Resultados actuales de la readquisición de acciones 

Desde el 20 de diciembre de 2023 hasta el 2 de febrero de 2024, la Compañía estuvo ejecutando el programa de recompra de acciones mediante el mecanismo transaccional de la BVC. En ese período se compraron 1.555.495 acciones por un monto equivalente a $4.934 millones, una ejecución del 1,64% del monto total aprobado. El volumen transado diario de la acción en el mercado aumentó un 125% en comparación con lo registrado durante todo el año 2023 y el precio tuvo una valorización del 14%. 

Reinicio del mecanismo transaccional  

Una vez finalizado el mecanismo independiente, la compañía retornará a la ejecución del programa mediante los mecanismos transaccionales de la BVC, con lo cual buscará readquirir como máximo 106.890.258 acciones ordinarias, monto máximo que equivale al 9,99% de las acciones ordinarias en circulación, y el proceso podría ir hasta el 28 de marzo de 2026.

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Un fallo judicial aflojó tensiones entre gobernadores patagónicos y la Administración Milei

. La controversia entre los gobernadores de las provincias de la Patagonia, que dió lugar la semana pasada a un documento crítico hacia el gobierno nacional por arbitrariedades con la coparticipación federal de impuestos, ingresó en las últimas horas del martes 27 en un terreno de menor confrontación entre las partes, seguramente como consecuencia de gestiones políticas antes que económicas.

Parece que la solidaridad de los mandatarios patagónicos para con el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, tuvo límites, y un muy oportuno fallo judicial sirvió para ordenar la situación, al menos momentaneamente.

La Justicia determinó este mismo martes que la Administración Milei deberá refinanciarle la deuda a Chubut y mientras tanto no volver a retener fondos de la coparticipación a esa provincia, medida ejecutada por el ministerio de Economía, que había derivado en un cruce de declaraciones y hasta en la advertencia de Torres de frenar esta semana la salida de hidrocarburos producidos en la provincia.

El mandatario provincial del PRO no contó con apoyo a esa posible medida por parte de los gobernadores de Santa Cruz, de Río Negro, de Neuquén, de La Pampa, aunque si, limitadamente, de Tierra del Fuego. Tampoco apoyaron los gremios petroleros neuquinos, aunque si el de Chubut por su sintonía política con Torres. Y todo bajo la atenta mirada de la industria petrolera que opera en la región.

Fue evidente la mayoría a favor de mantener la producción de crudo y gas, claves en esas economías, y así se lo hicieron saber a Torres en una reunión previa a una conferencia de prensa que casi todos los gobernadores mencionados (no estuvo Tierra del Fuego) realizaron en dependencias del Senado de la Nación.

Desde el Gobierno nacional trascendió que se presentará un per saltum (salto de instancia) ante la Corte Suprema tras el fallo de la justicia federal de Chubut. Si una causa judicial reviste gravedad institucional la parte apelante puede llevar el caso directamente a la Corte Suprema de Justicia de la Nación evitando pasar por la segunda instancia y acelerar una decisión. Pero si se confirma el trascendido, habrá que ver que hace la SCJN.

Bajo este paraguas, los gobernadores patagónicos pidieron al gobierno nacional procurar consensos, e invitaron al presidente Javier Milei a la cumbre de mandatarios de la región que se llevará a cabo el 7 de marzo.

Torres, de muy buena sintonía con Mauricio Macri, dijo ahora que la disputa por fondos “es un tema saldado” tras el fallo judicial favorable. ¿ Acaso es una apuesta a un acuerdo Macri-Milei por espacios en el gobierno ¿.

Alberto Weretilneck (Río Negro), Sergio Ziliotto (La Pampa), Rolando Figueroa (Neuquén) y Claudio Vidal (Santa Cruz), se mostraron juntos durante la conferencia de prensa para reflejar la unidad patagónica ante el conflicto. Y con Torres exhortaron a Milei a dialogar sobre las disputas latentes ( por caso respecto de las centrales hidroeléctricas cuyas concesiones caducaron) y generar “consensos” en base al “respeto a las provincias”.

Con algo de sobreactuación Torres afirmó ahora que es momento de construir y remarcó que Argentina “si hay algo que necesita es unidad” entre las provincias y la Nación para salir adelante. “No tenemos tiempo para dar discusiones ideológicas”, agregó.

Por zoom, el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, consideró que “llegó el momento de buscar consensos, trabajar en equipo, tiene que haber respeto, basta de violencia mediática. El gobierno nacional tiene que dar el ejemplo, comenzando a respetar la democracia, convocando a todos los sectores a una mesa de diálogo”, expresó.

Weretilneck aprovechó la ocasión para extenderle una invitación al presidente Milei a la cumbre que se realizará en Puerto Madryn, donde estarán presentes mandatarios, legisladores, empresarios y gremios de la región.

El pampeano Sergio Ziliotto aseguró que los gobernadores provinciales “vamos a seguir apostando a la institucionalidad”, dijo que “el mandato no nos pone por encima de nadie” e insistió en la propuesta de “diálogo, consenso y discusión porque en la Argentina hace falta gobernabilidad”.

Rolando Figueroa, de Neuquén, destacó el aporte de las provincias patagónicas a la actividad económica al señalar que contribuyen “muchísimo al Producto Bruto Interno del país” pero advirtió que “a la hora de recibir” obtienen “la energía más cara y pagando el transporte más caro”.

Este conflicto que por ahora parece morigerado no esta aislado de otros que se han suscitado entre el gobierno central y los provinciales en general por el tema de la coparticipación, y el recorte y hasta la eliminación de fondos específicos destinados a las provincias (por caso Buenos Aires).

Varios vienen denunciando arbitrariedad de la Administración Milei en el marco del DNU 70/2023, que todavía no han podido tratar en el ámbito parlamentario pese al reiterado reclamo de sesiones, que el oficialismo ha logrado esquivar.

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MetroGAS avanza con su programa “Instalaciones Solidarias”

. Facilitar el acceso al servicio de gas natural a organizaciones de la sociedad civil realizando o mejorando instalaciones internas de gas es el objetivo que se marcó MetroGAS en su programa “Instalaciones Solidarias”, que suma ya a 28 organizaciones beneficiadas en 6 años, y por el cual recibió una distinción.

El trabajo llevado adelante por parte de MetroGAS implica un análisis de cada proyecto técnico, la contratación y seguimiento de la obra civil, el acompañamiento de los aspectos comerciales y administrativos, y el alta de servicio.

Estas obras, siempre tienen una especial atención en la revisión y control de todos los artefactos o incluso de la reposición total de los que tienen en funcionamiento y sensibilizando sobre la importancia de su mantención regular como medida preventiva de accidentes por monóxido de carbono.

“Este programa nos llena de orgullo, porque sabemos de la transformación que tiene el trabajo diario que realizan a partir de contar con gas natural”, explica Alejandro Di Lazzaro, director de Comunicación y Asuntos Corporativos de MetroGAS, y agrega: “Las organizaciones atendidas presentan una diversidad de alcance social, desde la inclusión, el empleo y la educación hasta la contención de niños, adolescentes, jóvenes y adultos mayores.

La iniciativa Instalaciones Solidarias se implementa desde hace seis años y benefició a más de 5.100 familias. Durante 2023 se realizaron 8 instalaciones internas completas, compra de cocinas, termotanques, calefactores, instalación de agua caliente y mejora de cocinas y hornos en “Centro Cultural Manitos Garabato, “Comedor Sagrada Familia”, “Rincón de Amistad”, “Solidaria Club de la Virgen”, “Comedor del Niño San Agustín”, Parroquia Santa Clara de Asís”, “Casa de la Mujer” y “Comedor Maternal San Agustín”.

“Hace un tiempo, la idea de cocinar con gas era algo impensado para nosotros. Sin embargo, este cambio nos transformó por completo. Ahora, contamos con una cocina que nos permite brindar desayunos, almuerzos y meriendas. Además, hemos incorporado el uso de agua caliente, algo que antes era desconocido para ellos”, detalla Miguel Mumbath, responsable del Centro Cultural Manitos Garabatos, al que asisten 230 chicos todos los días.

Asimismo, Mumbath asegura que el contar con gas natural les permitió variar el tipo de alimentación, optando por una más saludable, minimizando los hidratos de carbono y adoptando métodos de cocción más saludables, como la transición de frituras a horneados.

La postulación está abierta para todas las organizaciones de Ciudad de Buenos Aires y los 11 partidos del área de concesión de MetroGAS y la selección se realiza siguiendo criterios ajustados disponibles en: https://instalaciones-solidarias.metrogas.com.ar sus empleados, que eligen vivir en un mundo mejor.

Tomás Córdoba, Director General de la compañía, agradeció la distinción y ratificó el esfuerzo por alcanzar los más altos estándares en materia ambiental: “Este reconocimiento demuestra nuestro compromiso con el cuidado del medio ambiente. En MetroGAS procuramos prevenir y minimizar los impactos de nuestra operación y buscamos la mejora continua de la gestión ambiental. Valoramos cuando las políticas públicas tienen un impacto positivo en las empresas privadas para que caminen hacia la excelencia”, señaló.

Para MetroGAS es muy importante formar parte de esta red de organizaciones que trabajan en conjunto para fortalecer el sistema de reciclado, el consumo responsable, y la implementación de buenas prácticas ambientales. Este logro impulsa a seguir apostando por iniciativas que cuiden el ambiente para construir una cultura basada en la concientización, se indicó.

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Panamá publica el pliego de su licitación de 500 MW renovables

Panamá inicia oficialmente el Acto Competitivo Internacional de Concurrencia LPI ETESA Nº 01-24 para la Contratación a Largo Plazo del Suministro de Potencia Firme y Energía exclusivo para Centrales de Generación Renovable.

Al respecto, en exclusiva para Energía Estratégica, la secretaria Nacional de Energía de Panamá, Rosilena Lindo Riggs, declaró:

«La robustez del sector eléctrico esta directamente relacionada a la resiliencia de nuestras ciudades y comunidades. Con la licitación de largo plazo exclusiva para energías renovables, Panamá tendrá mejores precios de energía y avanza en la implementación de la Estrategia de Innovación del Sistema Interconectado Nacional».

El Pliego de Cargos se encuentra publicados desde hoy, martes 27 de febrero, en la página de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA), que oficia como ente gestor de esta licitación.

De acuerdo con el documento, los interesados en participar podrán ofertar potencia firme con energía asociada, para el periodo comprendido del 1 de septiembre de 2026 hasta el 31 de agosto de 2046, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:

a. La fecha de inicio del suministro será el 1 de septiembre del año 2026 para centrales renovables existentes (centrales solares, eólicas o hidroeléctricas) y para centrales solares nuevas.

b. Para centrales renovables nuevas eólicas o hidroeléctricas, la fecha de inicio del suministro podrá ser desde el 1 de septiembre de 2026 hasta el 1 de enero de 2029.

c. La duración de los contratos será de hasta diez (10) años para los contratos surgidos del requerimiento para centrales existentes y de hasta veinte (20) años para los contratos surgidos del requerimiento para centrales nuevas.

d. En todo caso la fecha máxima de vigencia de todos los contratos surgidos de esta licitación será hasta el 31 de agosto de 2046, independientemente de su fecha de inicio de suministro

Entendiendo que el Suministro de Potencia Firme y Energía es para atender los requerimientos de las empresas distribuidoras ENSA, EDEMET y EDECHI y mantener la confiabilidad del sistema, en adición se aclara lo siguiente:

i. Contratación de Energía: Para centrales de generación renovables (hidroeléctricas, eólicas y solares) nuevas y existentes, podrá ser adjudicado hasta un máximo del 40% del requerimiento para centrales existentes y será gestionado de forma separada del requerimiento de las centrales nuevas.

ii. Contratación Potencia Firme y Potencia Firme con Energía Asociada: Para centrales de generación renovables nuevas o existentes, podrá ser adjudicado hasta un máximo del 65% del requerimiento para centrales renovables existentes y será gestionado de forma separada del requerimiento de las centrales renovables nuevas de acuerdo con lo siguiente: o Las centrales hidroeléctricas deben contar con disponibilidad de potencia firme, con la opción de respaldar mediante sistema de almacenamiento de baterías. o Las centrales eólicas y solares deben contar con un respaldo de sistema de almacenamiento de baterías.

Las partes interesadas podrán participar de una reunión aclaratoria el próximo lunes 4 de marzo del 2024 a las 9 am (lugar a definirse próximamente) para despejar todas las dudas antes del acto de concurrencia y recepción de ofertas previsto para el jueves 27 de junio del 2024 a las 9 am (lugar a definir).

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El nuevo desembolso del crédito chino para las represas de Santa Cruz permanece trabado y peligran unos 3000 empleos

Los trabajadores de la UOCRA que participan de la construcción de las represas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic anunciaron un paro total de actividades ante la indefinición sobre el futuro de la obra. En los hechos, no hay actividad desde noviembre del año pasado, pero la medida de fuerza se venía postergando porque estaba vigente un proceso preventivo de crisis que vence ahora. Una vez fracasada la última audiencia que se llevó adelante el lunes en el Ministerio de Trabajo la UOCRA dio inicio al paro porque temen por la continuidad laboral de 3000 puestos de trabajo, entre empleos directos e indirectos.

“Al no tener ninguna definición sobre la continuidad o no de la obra, a partir de este momento, comenzamos un paro total de actividades y manifestación en el ingreso y egreso de la obra, no ingresará ni egresará nadie hasta que tengamos algún tipo de certeza”, aseguró la UOCRA en el comunicado difundido este mismo lunes.

En la última audiencia participaron representantes del gremio, de la UTE que integran Gezhouba y Eling Energía (ex Electroingeniería) y de Enarsa, responsable de la obra en representación del Estado nacional. El factor desencadenante que llevó al fracaso de las negociaciones fue la falta de acuerdo entre la UTE y Enarsa sobre quien se tiene que hacer cargo del costo que supone movilizar a todos los trabajadores de nuevo hacia la obra.

“Como comitente de la obra, Enarsa ha remitido una orden de Servicio intimando a retomar tareas, habida cuenta del tiempo transcurrido desde que la contratista paralizara las obras en el mes de noviembre de 2023. No existen motivos para que no se retomen tareas. Asimismo, se ha intimado a la contratista a que presente un programa de trabajos de cumplimiento realista y confiable, con cronograma de obras y desembolsos con curvas de cumplimiento cierto. Al día de la fecha ello no ha ocurrido y la contratista manifestó que lo hará recién el 4 de marzo”, aseguraron fuentes de Enarsa.

Fuentes del gobierno nacional dejaron trascender a su vez a EconoJournal que Eling Energía está tratando de encontrar la forma para salirse del proyecto. “Si quisieran darle continuidad, hubieran hecho todo lo posible para movilizar a los trabajadores hacia la obra y de ese modo incrementar la presión”, remarcan.

La UTE reafirma su interés en la obra

“Estamos lejos de perder el interés en el proyecto. Como empresa e integrante de la UTE estamos trabajando para normalizar la situación de la obra y continuar con las tareas. En 2018 también hubo rumores referidos a que queríamos vender nuestra participación y acá estamos, con la misma participación que en el contrato inicial”, respondieron a este medio fuentes de Eling Energía.

La obra estuvo parada unos dos años al inicio del gobierno de Mauricio Macri y la UTE mantuvo entonces la estructura y no despidió a nadie. Entre agosto de 2022 y febrero de 2023 también hubo algunas demoras por falta de financiamiento y se mantuvieron las fuentes de trabajo. Ahora, en cambio, se está evaluando achicar la estructura de costos, lo que podría derivar en miles de despidos. La UTE tiene 2600 empleados y luego hay otros 400 empleos indirectos que se verían afectados. Desde la empresa, negaron a EconoJournal haber comenzado este martes con el envío de telegramas.

Desembolso pendiente

Más allá de las cuestiones contractuales que la UTE está conversando con Enarsa, el problema de fondo es que no hay dinero disponible del crédito chino y, a diferencia de ocasiones anteriores, el Estado Nacional no tiene previsto girar ningún recurso para luego cobrarlo cuando llegue el séptimo desembolso del crédito.

El grado de avance de la obra es de 42% en el caso de la represa Jorge Cepernic y 20% en la represa Néstor Kirchner. Hasta el momento, se ejecutaron 1850 millones de dólares del crédito chino y el próximo desembolso previsto es de 500 millones. Sin embargo, fuentes cercanas al proyecto aseguraron que el Ministerio de Economía que conduce Luis Caputo ni siquiera solicitó el desembolso de ese séptimo tramo, pese a que las adendas al contrato financiero ya se firmaron en 2023.   

, Fernando Krakowiak

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Puma Energy estará presente en Expoagro 2024

Puma Energy estará presente por quinta vez consecutiva en Expoagro, la exposición agroindustrial abierta más importante de la Argentina, que se desarrollará del 5 al 8 de marzo en San Nicolás, provincia de Buenos Aires.

Alberto Salerno, gerente comercial de Agro de Puma Energy, expresó: “Nuestra continua presencia en Expoagro confirma nuestro gran compromiso con el sector agropecuario que, para nosotros, es el motor de desarrollo del país. Estamos dedicados a ofrecerle a cada productor los combustibles y lubricantes de la más alta calidad internacional”.

Puma Energy reafirma su apuesta por el sector agro con una red de 117 instalaciones agro en una amplia cobertura geográfica, y 45 agrositios de terceros distribuidos en las zonas agrícolas. El acuerdo con la Asociación de Cooperativas Argentina (ACA) permite alcanzar a más de 50.000 productores a través de 72 agros en las cooperativas y centros de servicios cooperativos propios en los principales puntos del país.

Además, la red logística de ACA, que descarga granos en el puerto de Timbúes (Santa Fe), cuenta con una estación de servicio mayorista de última generación dentro del puerto con un servicio totalmente automatizado.

A esta oferta de servicios innovadora, se sumó recientemente la inauguración de la nueva estación de servicios en el Mercado Agroganadero de Cañuelas, con una superficie de más de 8000 metros cuadrados, siete islas de carga para autos y camiones y una moderna tienda Súper 7. La nueva estación se encuentra ubicada en la Ruta 6, a 3km de Ruta 3 y Autopista Ezeiza-Cañuelas, y está abierta las 24 horas.

La exposición

Durante Expoagro, Puma Energy recibirá a los visitantes en el stand N°1149, un espacio de 900 m2, donde se presentarán las últimas novedades e información sobre la variedad de productos y servicios de la compañía y la propuesta de valor para el agro.

Además, habrá actividades recreativas y una experiencia única para los fanáticos del deporte motor, con la presencia especial de Gastón Mazzacane, piloto patrocinado por Puma Energy y ganador de la primera fecha de la temporada 2024 del TC Pick Up, quien estará en nuestro stand el miércoles 6 de marzo a las 16hs para dialogar con los visitantes.

, Redaccion EconoJournal

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Tarifas: quitarán los subsidios a quienes tengan prepaga, compraron dólares o viajaron al exterior

Un fuerte golpe al bolsillo se vendrá para los sectores medios y medios altos, ya que el gobierno reveló en un informe que quitará los subsidios a la energía a quienes hayan comprado dólares, viajado a países no limítrofes o tengan contratada una prepaga, entre una serie de 12 condiciones que se deberá cumplir para seguir percibiéndolos.

La novedad surge de un informe elaborado por la Secretaría de Energía en vistas a una audiencia pública pautada para el viernes, donde el Ejecutivo presentará su propuesta para el nuevo esquema de asignación de subsidios para la luz y el gas, que comenzaría a aplicarse desde mayo.

Con el fin de alcanzar el superávit fiscal lo antes posible, el gobierno de Javier Milei pretende un fuerte incremento en las boletas de ambos servicios, ya que se fijarán restrictivos requisitos para poder mantener al menos parcialmente los subsidios del Estado nacional.

Uno de los criterios plasmado en el documento para quedar fuera de los subsidios es haber comprado dólares en al menos uno de los últimos tres meses, donde se esperan detalles sobre si esto solamente se limitará a las operaciones de compra de dólar oficial o si también también alcanza a los mercados paralelos legales, como los dólares financieros.

También quedarán por fuera de los subsidios quienes en los últimos cinco años hayan viajado más de una vez a países no limítrofes, como así también aquellos titulares del servicio de una empresa de medicina prepaga no vinculada a su empleo en relación de dependencia.

Asimismo, también habrá otra serie de criterios para calificar. Por caso, también quedarán fuera de juego los usuarios con facturas de telefonía móvil superiores al 25% del Salario Mínimo Vital y Móvil, que representará en marzo $50.700. En la misma situación estarán quienes realicen consumos en billeteras virtuales equivalentes a cinco salarios mínimos, algo apenas superior al millón de pesos.

El documento de Energía, rubricado por el secretario Eduardo Rodríguez Chirillo, será presentado el viernes en una audiencia pública que se toma como un paso formal previo al nuevo sistema de Canasta Básica Energética, mediante el cual se continuará subsidiando la energía a un sector de la población.

Quiénes no podrán percibir los subsidios

A. Titularidad de una aeronave.

b. Titularidad de embarcación de lujo o con fines recreativos.

c. Titularidad total de dos o más inmuebles.

d. Titularidad de al menos un automóvil con una antigüedad inferior a 5 años o dos automóviles con una antigüedad menor a 10 años.

e. Titularidad de al menos un automóvil de lujo o colección independientemente de la antigüedad que registra.

f. Titularidad de medicina prepaga no vinculada a empleo en relación de dependencia (total o por derivación).

g. Más de una salida a países no limítrofes en los últimos 5 años.

h. Pertenencia al directorio o ser propietario de una empresa privada (IGJ).

i. Consumos en tarjeta de crédito superiores a cinco Salarios Mínimos Vitales y Móviles (SMVM), lo que equivale a $1 millón.

j. Compra de moneda extranjera en al menos uno de los últimos tres meses.

k. Consumos en billeteras virtuales superiores a cinco Salarios Mínimos Vitales y Móviles (SMVM), lo que equivale a $1 millón.

l. Consumos en telefonía móvil superiores al 25% del Salario Mínimo Vital y Móvil (SMVM), lo que equivale a $50,700 desde marzo. El valor del Salario Mínimo Vital y Móvil para marzo será de 202.000 pesos.

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Tierra del Fuego “paraliza la producción de petróleo” el miércoles en apoyo a Chubut

El gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, confirmó este lunes que su provincia paralizará la producción de petróleo por 24 horas el próximo miércoles, en acuerdo con el resto de los estados patagónicos y en apoyo al reclamo de su par de Chubut, Ignacio Torres, ante el Gobierno nacional por el recorte de fondos de coparticipación.

“Es la producción de petróleo la que vamos a paralizar por un día. Se trata una decisión tomada por todos los gobernadores de la Patagonia, con el apoyo de los trabajadores del sector petrolero. Lo que le pedimos al Gobierno nacional es que se siente urgente con el gobernador de Chubut a tratar de resolver la situación”, explicó Melella a la agencia de noticias Télam.

El mandatario también sostuvo que el país atraviesa “momentos muy duros y complejos” y le pidió a Nación “parar la pelota porque no es tiempo de malevos”, aseguró.

El titular del Ejecutivo fueguino cuestionó la postura de enfrentamiento que mantiene el presidente Javier Milei con las provincias y las medidas económicas que afectan los recursos de cada jurisdicción.

“El ajuste está yendo a los que menos tienen, a los trabajadores, y no a la famosa casta, eso es un verso”, afirmó en diálogo con la prensa local.

En esa línea, agregó que “los que votaron a unos y a otros queríamos una Argentina de paz y no una Argentina de enfrentamiento, chicaneo o de provocaciones, y hoy vivimos eso”, enfatizó.

Para Melella, lo que se hace con Chubut es “poner en jaque a una provincia recortándole fondos“, porque “los fondos no se le recortan a un gobernador. El incentivo docente no se lo quitaron a Melella sino que a todos los docentes de Tierra del Fuego”, insistió.

Ante el caso chubutense, Melella dijo que Torres llegó al cargo “con todas las ganas de llevar adelante su provincia con un plan de desarrollo y crecimiento, pero la quita de fondos lo pone en jaque ¿Cómo no va a reaccionar? En eso lo acompañamos y lo respaldamos todos los gobernadores”, declaró.

De todas maneras, confió en que haya “un camino de diálogo y una solución de acá al día miércoles y no paralizar la producción de petróleo, porque los argentinos necesitan dirigentes con racionalidad”.

“Hay que reordenar cuestiones fiscales, es cierto. En el gobierno anterior tampoco estaban bien muchas cosas y había que cambiarlas, pero no con este ajuste brutal sobre la gente”, concluyó Melella.

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El gobernador de Neuquén apoya reclamo de Chubut, pero remarcó que “el camino es el diálogo”

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, apoyó el reclamo de su homólogo de Chubut, Ignacio Torres, al Gobierno nacional, pero ante las amenazas de corte de provisión de petróleo y gas de su colega contrapuso que “el camino es el diálogo y las instancias constitucionales que da la democracia”.

“Para nosotros producir es muy importante. Producir nos genera valor agregado a las distintas provincias, genera trabajo y, fundamentalmente, en esta ventana de tiempo que nosotros tenemos de poder extraer el gas y el petróleo que es de sólo 25 años, tenemos que ser muy coherentes a la hora de poder mostrarnos hacia el mundo para seguir atrayendo inversiones y seguir otorgando seguridad jurídica”, advirtió Figueroa en rueda de prensa junto a su par de Río Negro, Alberto Weretilneck.

El mandatario rionegrino también tomó distancia de Torres al inclinarse por el diálogo y otras instancias anteriores a medidas drásticas, como la Justicia.

Sobre el conflicto entre los gobiernos nacional y de Chubut basado en la coparticipación, Figueroa apoyó el reclamo provincial por los recursos pero dijo que “el diálogo es el camino; nosotros creemos siempre en el diálogo”, informó la Gobernación neuquina.

Acompañamos a @Weretilneck en la inauguración del edificio de la cartera de Energía y Ambiente de Río Negro. Su ubicación en la vecina ciudad de Cipolletti seguramente nos permitirá una mejor articulación para beneficio de toda la región. pic.twitter.com/sEunb4szRG

— Rolo Figueroa (@Rolo_Figueroa) February 26, 2024

Añadió que hay “instancias constitucionales que nos da la democracia, como lo es el Congreso de la Nación, y otra herramienta que también nos da la democracia, que es la justicia”.

“Existen diversas formas en las que nosotros podemos plantear las distintas problemáticas que podemos tener. Creemos que es importante este camino que hemos trazado todos los patagónicos, en los cuales siempre nos defendemos, siempre nos acompañamos”, abundó.

El mandatario del Movimiento Popular Neuquino (MPN) sostuvo que “hay que entender que, como decía Alberto (Weretilneck), la crisis esta no fue producto de las administraciones provinciales. Nosotros justamente provenimos de dos fuerzas provinciales, con lo cual no tenemos absolutamente nada que ver con esta crisis que existe en cuanto a la inflación, en cuanto a la deuda”.

“Hemos tomado distintas decisiones que tienen que ver con ordenar aún más las finanzas públicas, con generar valor agregado dentro de la economía de nuestras provincias”, añadió.

Y sostuvo que “es importante este camino que hemos trazado todos los patagónicos, en los cuales siempre nos defendemos, siempre nos acompañamos. No permitimos nunca que de alguna forma se ahogue a un compañero y colega gobernador. En el camino sí manifestamos que es, como dije antes y como dijo Alberto: diálogo, congreso, justicia”.

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Chubut se presentó en un juzgado federal por los fondos de la coparticipación

El Gobierno de Chubut se presentó ante la Justicia Federal en reclamo de los más de 13 mil millones de pesos de deuda que tiene el Estado nacional por los fondos de la coparticipación y en medio de una fuerte disputa política. 

La presentación lleva el número 1.168 y fue hecha ante el juzgado federal de Rawson 1 en lo civil y comercial y en los autos “provincia del Chubut c/ Estado Nacional s/ medida autosatisfactiva”. 

El trámite de la presentación es por una solución urgente. Mientras tanto, desde Chubut anunciaron que también se presentarán ante la Corte Suprema de Justicia por tener la competencia originaria cuando se trata de una demanda de una Estado contra otro como es el caso. 

Sé trata de una cuestión sólo administrativa donde el juzgado ahora asignado tendrá que resolver si le da la razón o no a Chubut.

“Si el Gobierno llama al diálogo, nosotros siempre estamos para dialogar. Pero el diálogo tiene que ser resolutivo”, dijo Torres en una entrevista publicada en Infobae.

Torres destacó la “muy buena reunión” que este sábado mantuvo con sus colegas gobernadores de las provincias patagónicas, quienes respaldaron la advertencia hecha el viernes último al Gobierno nacional de cortar el suministro de gas y petróleo.

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Chubut vs Nación: el gremio de los Petroleros Privados sentó postura y no paralizará Vaca Muerta

El líder del principal gremio petrolero, Marcelo Rucci, tomó distancias de la represalia anunciada por el gobernador Ignacio Torres de cerrar el grifo petrolero en la provincia, en respuesta al recorte nacional de 13 mil millones de pesos de los recursos coparticipables.

El dirigente, en declaraciones a EconoJournal, afirmó que los petroleros privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa no paralizarán la producción ni tampoco la actividad en la cuenca Neuquina, como amenazó el gobernador Torres, con la adhesión inclusive de sus colegas patagónicos.

“No desconocemos la legitimidad del reclamo, pero es un conflicto que debe resolverse por los canales correspondientes, ya sea por la política o directamente en la Justicia”, dijo Rucci.

También dio una entrevista radial a “La Primera Mañana”, en AM550, y exhortó a una negociación política que permita llegar a una acuerdo entre el presidente y los gobernadores.

“Creo que acá hay que dejar de lado la soberbia, las peleas que no conducen a nada. Con estas metodologías de imposición y tomar este tipo de acciones no es la correcta en un país que transcurre en la democracia”.

Reivincó no obstante que los gobernadores tienen “legitimidad, defienden sus recursos; el Estado tiene que entender que esto es así y tenemos que llegar a un acuerdo”.

La escalada del conflicto entre Chubut y la Nación, agresivos intercambios de declaraciones y mail, entre Milei y Torres incluidos, lo situaron al borde de una eclosión que podría derivar en la interrupción del suministro de combustible desde las provincias productoras a los centros metropolitanos de consumo. Los límtes sindicales lo pusieron en un tono más moderado.

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Minera canadiense estimó recursos por dos millones de toneladas de litio en un proyecto en Salta

La empresa canadiense NOA Lithium, una minera enfocada en exploración, realizó una estimación de recursos del proyecto Río Grande, ubicado en la provincia de Salta, que arrojó 1.919.000 toneladas de carbonato de litio equivalente (LCE) con una concentración promedio de 612 miligramos por litro (mg/l). Además, la nueva estimación que llevó adelante la compañía incluye 371.000 toneladas adicionales de LCE con una concentración promedio de 610 mg/l.

NOA Lithium afirmó en un comunicado de este lunes que el 80% de los recursos encontrados en los estudios se encuentran en la zona norte del proyecto. La minera canadiense exploró 4.632 hectáreas, es decir, sólo el 12% de las 37.000 hectáreas de Río Grande, que está en etapa de exploración.

Según fuentes técnicas del sector consultadas por EconoJournal, el proyecto de NOA tiene recursos estimados similares a los desarrollos en el Salar del Hombre Muerto, una de las mejores zonas para la producción de litio en la Argentina. “De casi dos millones de toneladas, habrá que ver cuánto se convierte en reserva, pero, sin lugar a dudas, son datos muy alentadores para que haya una gran cantidad de litio en esa área”, añadió la misma fuente.

La compañía canadiense está diseñando la segunda etapa de exploración del proyecto. Parte de las perforaciones se realizarán en zonas no exploradas todavía. Además de Río Grande, la empresa NOA Lithium desarrolla los proyectos de exploración Arizaro y Salinas Grandes, todos en la provincia de Salta. Entre los tres proyectos acumula 140.000 hectáreas. El 3 de marzo de 2023, la casa matriz NOA Lithium Brines Inc., comenzó a cotizar en el Toronto Stock Exchange Venture de Canadá.

El director Ejecutivo de NOA, Gabriel Rubacha, señaló que “anunciamos una sólida estimación inicial de recursos que solidifica nuestro proyecto Río Grande como uno de los mejores proyectos no desarrollados de la Argentina. Este recurso inaugural supera nuestras expectativas tanto en términos de volumen como en alta concentración de litio, lo que nos lleva a creer que NOA tiene un proyecto valioso para desarrollar”.

Río Grande

En mayo del año pasado, NOA concretó una colocación privada de US$ 5,5 millones en el mercado de valores de Canadá, con el objetivo de financiar la exploración del proyecto Río Grande. La minera canadiense completó siete pozos correspondientes a la primera campaña de perforación, que tuvo un total de 3.000 metros, según información de la propia compañía.

El Salar Río Grande está ubicado a más de 3.600 metros sobre el nivel del mar. NOA realizó trabajos geofísicos en 2022 confirmando el potencial de la salmuera. En el mismo salar está desarrollando trabajos de exploración más avanzados la petrolera Pluspetrol a través de la empresa Litica Resources.

, Roberto Bellato

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Para Weretilneck, antes de cortar suministro de gas “primero existe el diálogo y la justicia”

El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, aseguró hoy que antes de cortar el abastecimiento de energía al resto del país, “primero existe el diálogo y la Justicia”, al tomar distancia de la amenaza del gobernador de Chubut Ignacio Torres de interrumpir el suministro de gas y petróleo, en el marco de una dispusta que tienen por los fondos de coparticipación con el Gobierno Nacional.

“Nosotros consideramos que antes de producir medidas de las cuales no hay retorno, como la de interrumpir el abastecimiento de gas y petróleo a todo el país, existen muchas alternativas a explorar”, dijo Weretilneck en una conferencia de prensa brindada en Cipolletti junto al gobernador de Neuquén Rolando Figueroa.

“Primero el diálogo, todos somos hombres de la democracia, esa es la principal herramienta. Luego está el Congreso Nacional, las Legislaturas provinciales y luego la Justicia”, destacó el rionegrino, que agregó que “la parálisis de la producción es una herramienta extrema cuando están agotadas todas las vías”.

“Primero vamos a dialogar, si es necesario negociaremos. Luego, si no alcanza, iremos al Congreso Nacional y si eso no alcanza, terminaremos en la Justicia, pero todavía hay mucho por hacer antes que tomar una medida tan extrema como la de parar la producción de gas y petróleo”, afirmó.

Asimismo, dijo que las provincias no son responsables de una deuda a la que relacionó con la inflación. “Las provincias no somos responsables de los 380 mil millones que debe el país, nosotros no generamos esa deuda, la inflación que hoy tiene Argentina de 250 por ciento anual no es responsabilidad de las provincias”, consignó.

“Nosotros no somos generadores del descalabro económico nacional, por lo tanto, nosotros y nuestra gente no tenemos porqué pagar el desaguisado que llevan adelante las autoridades políticas y económicas nacionales, este es el planteo”, remarcó el gobernador.

El mandatario rionegrino había afirmado esta mañana que “no hay que esperar nada de la Nación”, que la relación entre las provincias y el Poder Ejecutivo nacional “no va a cambiar” y seguirá así durante los “cuatro años” que dura el Gobierno, al referirse a la relación entre los gobernadores y el presidente Javier Milei.

En la entrevista al diario “El Rionegro”, el gobernador dijo que la actual administración del Ejecutivo nacional “es un sistema político totalmente nuevo y distinto”, al tiempo que lo calificó de “totalmente inaudito” por la “imposibilidad de dialogar y establecer vínculos, más allá de la defensa de los distintos intereses”.

El gobernador negó que el problema sea la falta de un interlocutor y apuntó a la actitud del Presidente: “Empezó con los diputados, siguió con los periodistas, la gente de la cultura y los gobernadores”.

Weretilneck sostuvo que se trata del “tradicional contrapunto entre lo bueno y el mal” y que mientras “antes, el mal era el FMI, EE.UU. o China, el mal ahora es todo lo que no sea libertario”.

En ese sentido, el mandatario consideró que esta tendencia “no va cambiar porque es la actitud del Presidente” la que la marca.

“Vamos a vivir así cuatro años. No hay que esperar nada de la Nación y habrá que sobrellevar estos cuatro años, con la defensa de nuestros intereses y encontrar respuestas a los problemas”, apuntó.

Asimismo, dijo que “sin coordinación de la Nación con provincias y municipios es imposible plantear cualquier discusión, sea finanzas públicas o del sector privado, eso es lo raro y lo distinto, y habrá que acostumbrarse”.

“Más allá de la actitud del gobierno nacional, nosotros defenderemos nuestros intereses, levantaremos nuestras voces, haremos todas las acciones judiciales que tengamos que hacer, pero siempre nos van a encontrar proponiendo diálogo, entendimiento y consenso”, remarcó.

Asimismo, dijo que la política económica del presidente Milei, la lleva adelante él mismo, y que “no debemos olvidar que fue votado por una mayoría bastante importante, pero el déficit cero tiene consecuencias en la gente”.

Weretilneck estimó que para la obtención de ingresos hay expectativas en la renegociación petrolera que calculó para junio próximo.

“No creo que se repita el esquema de negociación anterior, pero como proyecto municipalista, algo habrá para los municipios”, afirmó.

Finalmente, recordó que, “cuando nos quisieron sacar la Zona Fría, se iba a desatar un aumento exponencial en el precio de la tarifa de gas en toda la Patagonia, con el gas que nosotros producimos, y eso se evitó en el Congreso Nacional”.

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Tres empresas presentan ofertas para tramos pendientes de la reversión del Gasoducto Norte

La empresa Energía Argentina realizó la apertura de sobres con las ofertas técnicas y antecedentes de tres empresas que buscan completar los tramos pendientes de la reversión del Gasoducto Norte, obra vinculada al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner que permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a las provincias del noroeste del país.

En el acto, realizado el lunes al mediodía en la sede de la empresa en el centro porteño, se recibieron ofertas de la firma BTU, de la unión transitoria Techint-Sacde y de la estadounidense Pumpco.

Se trata de las mismas empresas que ofertaron en el último trimestre del año pasado por el denominado renglón 1 de la obra, pero cuyas ofertas debieron ser desestimadas por Enarsa a raíz de que sus propuestas económicas sobrepasaron largamente el margen legalmente permitido respecto al presupuesto oficial.

De esta manera, la empresa ya bajo la actual gestión de Gobierno decidió desdoblar ese renglón en dos licitaciones diferentes. Por un lado las obras de constricción de los tramos de gasoductos requeridos del renglón 1 y por el otro la reversión de las plantas compresoras.

En las próximas semanas se analizarán las propuestas recibidas y se realizarán las evaluaciones técnicas correspondientes y aquellas que cumplan los requisitos serán aceptadas, para avanzar con la apertura del sobre 2 con las ofertas económicas y se adjudicará la licitación.

En tanto, el 11 de marzo se realizará la recepción y aperturas de los sobres 1 para las obras de reversión de las plantas compresoras.

En el acto de hoy estuvieron presentes el titular de Energía Argentina, Juan Carlos Doncel Jones; el vicepresidente, Rigoberto Mejía Aravena; y la directora de Legales, Ximena Valle; además de representantes de las empresas participantes.

La obra de Reversión del Gasoducto Norte permitirá transportar gas de Vaca Muerta al norte del país.

“El tramo 1 está compuesto por 22 kilómetros del Gasoducto de Integración Federal de 36 pulgadas de diámetro que se extiende desde Tío Pujio hasta la Carlota en Córdoba, además de 62 kilómetros de un loop -tendido paralelo- al Gasoducto Norte, en la misma provincia”, precisó un comunicado de Enarsa.

El proyecto se completa con la reversión de 4 plantas compresoras (dos en Córdoba, una en Santiago del Estero y otra en Salta) que se licitarán en forma separada el próximo 11 de marzo.

La Reversión del Gasoducto Norte demandará una inversión de 710 millones de dólares, de los cuales 540 millones serán aportados por un crédito del Banco de Desarrollo para América Latina y el Caribe -CAF-.

Una vez concluida la obra, las tuberías permitirán “llevar el gas de Vaca Muerta a las industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, así como la conexión de hogares a las redes de gas natural y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales, especialmente la minería de litio”, señaló Enarsa.

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Aumentan el impuesto a los combustibles: qué va a pasar con el precio de la nafta

De acuerdo al calendario de descongelamiento del impuesto a los combustibles líquidos que lleva a cabo el Gobierno, a partir del 1° de marzo se debe aplicar la suba correspondiente al primer semestre del 2023 y consecuentemente el precio final de las naftas aumentaría entre 3% y 4%.

Así lo dispone el Decreto 107/2024 del 1° de febrero donde se dispuso la actualización del impuesto a los combustibles líquidos y al dióxido de carbono que estuvieron sin actualizar desde mediados de mandato de Alberto Fernández.

El Impuesto al Combustible Líquido (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) había sido postergado la administración anterior durante 10 trimestres consecutivos, desde julio de 2021.

Este aumento no depende de las petroleras, sino que las mismas aplicarán directamente el aumento sobre el precio final y se espera que impacte con un consecuente aumento de entre un 3% y 4% en el precio final del litro de nafta y diésel.

De acuerdo a los cálculos realizados por el Instituto Argentino de Análisis Fiscal (IARAF), a partir del viernes, el impuesto a los combustibles subirá un 50% y si la suba se traslada plenamente al precio de la nafta, podría aumentar 4,4% en CABA y un 3,8% en Córdoba.

En cuestión de pesos, con un incremento del impuesto de monto fijo de $33 el tributo se eleva desde $65 por litro a $98, es decir, un incremento del 50%. Lo que no se descarta aún es que las petroleras apliquen algún incremento adicional por costos, lo cual impactaría más en el precio final. Hasta ahora ninguna de las petroleras consultadas por Noticas Argentinas se pronunció en ese aspecto.

El impuesto nacional a los combustibles subirá un 50% el 1 de marzo. Si la suba se traslada plenamente al precio de la nafta, podría aumentar 4,4% en CABA y un 3,8% en Córdoba. Durante febrero, el precio final se encuentra un 54% arriba de octubre 23 en términos reales. pic.twitter.com/0pI2w3cvD1

— Nadin Argañaraz (@NadinArganaraz) February 26, 2024

“Considerando el valor de un litro de nafta súper, esta actualización del tributo (bajo el supuesto de traslado pleno) implicaría pasar de un valor de $858 a $891 en la ciudad de Córdoba, es decir, un incremento del 3,8%. En CABA pasaría de $750 a $783, aumentando un 4,4%”, calcularon desde el Instituto que preside Nadin Argañaraz.

Para el mes de abril, y siguiendo el calendario del decreto 107/2024 se aplicará el descongelamiento y aumento del tercer trimestre calendario del año 2023 y a partir del 1ero de mayo, impactará el cuarto trimestre calendario del año 2023.

A partir de ahí se iniciaría la actualización de los dos primeros trimestres de  2024 hasta ponerse al día, aunque no está confirmado en que fechas impactarán.

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Más de 400 empresas se inscribieron para prestar servicios y productos a la industria offshore

La iniciativa tiene por objetivo fomentar el empleo, el crecimiento y desarrollo local promoviendo la innovación y productividad en la región. Más de 400 pequeñas y medianas empresas de Mar del Plata y la región mostraron su interés para proveer de servicios e insumos para la incipiente industria offshore, de cara a la perforación del pozo Argerich I que se desarrollará en abril próximo. Desde la Municipalidad de General Pueyrredon, a través de la Secretaría de Desarrollo Local, Inversiones e Integración Público Privada que conduce Fernando Muro, destacaron el «éxito» de la convocatoria que lanzaron en conjunto con el Clúster […]

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Gasoducto Norte: El dueño del Inter Miami y otras dos empresas presentaron ofertas

Tres empresas presentaron las ofertas para la construcción de tramos pendientes de la reversión del Gasoducto Norte. Las otras dos son Techint-Sacde y BTU. Este lunes, la empresa Energía Argentina llevó a cabo la apertura de sobres con las ofertas técnicas y antecedentes de tres empresas que buscan completar los tramos pendientes de la reversión del Gasoducto Norte. Este proyecto, vinculado al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, tiene como objetivo llevar el gas de Vaca Muerta a las provincias del noroeste del país. En el evento realizado en la sede de la empresa en el centro porteño, se recibieron ofertas de […]

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Apud: «Torres está equivocado; no hay posibilidad de que una provincia corte el petróleo y el gas»

Emilio Apud, ex secretario de Energía y Minería de la Nación, conversó con Nacho Girón en La Mañana de CNN y habló sobre los cruces entre Javier Milei y el gobernador de Chubut Nacho Torres y la transición energética. Sobre los cruces entre Javier Milei y Nacho Torres, Apud consideró que el gobernador de Chubut «está equivocado: no hay posibilidad de que una provincia corte el petróleo y el gas. No veo ninguna posibilidad que un Gobierno provincial corte el suministro». «Hay una cuestión política y de posicionamiento», explicó el exfuncionario, y consideró que «en menos de 18 días de […]

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AVANZA LA LICITACIÓN DE LOS TRAMOS PENDIENTES DE LA REVERSIÓN DEL GASODUCTO NORTE

Energía Argentina realizó hoy la apertura de sobres con las ofertas técnicas y antecedentes para los tramos pendientes de la Reversión del Gasoducto Norte, obra complementaria del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner que permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a las provincias del noroeste del país. En el acto, realizado en la sede de la empresa, se recibieron 3 ofertas: BTU S.A.; la unión transitoria TECHINT-SACDE y PUMPCO INC. Estuvieron presentes Juan Carlos Doncel Jones, presidente de Energía Argentina, Rigoberto Mejía Aravena, vicepresidente y Ximena Valle, directora de Legales, además de representantes de las empresas participantes. El tramo 1 está […]

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Figueroa: “Tenemos que dialogar y ser muy coherentes a la hora de mostrarnos hacia el mundo para seguir atrayendo inversiones y seguir otorgando seguridad jurídica”

El mandatario neuquino cuestionó los recortes de fondos a las provincias, pero aseguró que el camino es el diálogo y que se debe continuar con la producción. El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, cuestionó este lunes los recortes de fondos a las provincias, pero pidió diálogo y continuidad de la actividad en Vaca Muerta. En ese sentido, aseveró: “Tenemos que dialogar, entender cuál es el contexto en el cual se está viviendo y ser muy coherentes a la hora de mostrarnos hacia el mundo para seguir atrayendo inversiones y seguir otorgando seguridad jurídica” Durante actividades que compartió con su par […]

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Modificación de reglamentación de la Ley 26.020

La misma establece el marco regulatorio para la industria y comercialización de gas licuado de petróleo, en el marco del DNU 70/2023 que exige su liberación. El 9 de febrero de 2024 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 11/2024 de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía con el fin de modificar la reglamentación de la Ley 26.020 en el marco del DNU 70/2023. Se ha establecido como uno de los objetivos de la política nacional garantizar el funcionamiento libre de los mercados energéticos, en consonancia con lo establecido en el artículo 2 del Decreto N° […]

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Planta compresora de río Las Burras: la obra energética y minera más importante de los últimos 15 años en el NOA

Durante la gestión del gobernador Gustavo Sáenz, las empresas mineras y REMSa S.A. están desarrollando esta obra de gran magnitud en la provincia de Salta. La obra de la planta compresora de río Las Burras se encuentra dentro de la planificación estratégica que hizo el gobernador Gustavo Sáenz junto a la empresa REMSa S.A., y consiste en la construcción de una planta compresora de gas en río Las Burras, cabecera del gasoducto La Puna, para aumentar la capacidad de transporte del servicio y mejorar las condiciones de infraestructura minera. La financiación de la obra la realizan las empresas mineras Eramine, […]

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Neuquén garantiza la provisión de GLP para el invierno

A través de la empresa Hidenesa el gobierno provincial distribuye el gas por recarga de zepelín en 16 localidades. El secretario de Empresas Públicas, Marcelo Lazcano, informó que cada año la empresa Hidenesa (Hidrocarburos del Neuquén SA), planifica la distribución de Gas Licuado de Petróleo (GLP), para las 16 localidades del interior provincial en las cuales se realiza la recarga de zepelines. “Las 40 mil toneladas que son el consumo para este año están previstas”, aseguró el funcionario y agregó que, de esta distribución, aproximadamente el 60 por ciento se concentra en el invierno, “desde fines de mayo a mediados […]

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YPFB invirtió USD 539,74 MM en la cadena de hidrocarburos durante 2023

Durante 2023, YPFB invirtió USD 539,74 millones (MM) para las actividades de la cadena de hidrocarburos como ser las áreas de exploración, explotación, distribución, transporte, plantas e industrialización, refinación, almacenaje y comercialización. “De este monto total, la mayor inversión es de 363,73 MM para exploración y explotación, es decir 67% del total la inversión, debido a que la estatal petrolera desarrolla el Plan de Exploración del Upstream (PRU) con el objetivo de incrementar las reservas de hidrocarburos”, precisó Armin Dorgathen, presidente de la estatal petrolera, durante la Audiencia de Rendición Pública de Cuentas – Final 2023, desarrollada en San José […]

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Petroperú garantiza abastecimiento de combustible de aviación a sus clientes mayoristas

Con relación al posible riesgo de desabastecimiento de combustible de aviación (Turbo A-1), Petroperú se dirige a la opinión pública para informar lo siguiente: La Nueva Refinería Talara viene produciendo toda la gama de combustibles de la más alta calidad y amigables con el ambiente que requiere el mercado nacional, incluyendo el combustible de aviación (Turbo A-1). Asimismo, Petroperú viene ejecutando diversas acciones logísticas para realizar el suministro de este combustible a sus clientes mayoristas con normalidad. Cabe precisar que la Empresa cubre el 14% de la demanda de este producto en el mercado. El 86% restante corresponde a otras […]

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Solis, AE Solar, Arctech Solar, LONGI Latam y Trina Solar expondrán en FES Argentina

Cuenta regresiva para el Future Energy Summit (FES) Argentina, mega evento que congregará a más de 400 ejecutivos, inversionistas, líderes y altos cargos del sector energético de la región. 

La cumbre se realizará el lunes 11 de marzo en el Hotel Emperador de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) y a medida que pasan los días se termina de definir una amplia agenda para visibilizar las oportunidades y explorar nuevos negocios e inversiones sostenibles en el camino de la transición energética regional. 

El cuarto panel de la jornada se denomina “Claves para la eficiencia de la energía solar en sus distintas escalas de proyectos” y estará integrado por referentes de Solis, AE SOLAR, Arctech Solar. LONGi Latam y Trina Solar. 

Solis, uno de los fabricantes más importantes de inversores fotovoltaicos del mundo, tendrá representación a través de Sergio Rodriguez Moncada, chief technology officer de la compañía, quien ya reconoció que el objetivo es lograr entre 30% y 40% del market share de inversores tipo string de Latinoamérica. 

Incluso, el CTO de Solis también estuvo presente en el evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit (realizado en noviembre 2023 en Chile) y allí vaticinó que se debe poner la mirada en Argentina, en lo que suceda con la cuestión política, la dinámica de la economía y una posible apertura de las importaciones al país. 

AE SOLAR, premiada marca alemana con dos décadas de expertise en el mercado fotovoltaico, también asistirá y José Montoya, sales manager de la empresa, expondrá su mirada en el tercer panel del encuentro. 

Recientemente Montoya destacó la inclusión de chips NFC en cada uno de los módulos fotovoltaicos de AE SOLAR como una de las ventajas para verificar la autenticidad de los módulos y brindar un mejor servicio postventa. Elementos cruciales en un mercado donde la falsificación de productos puede complicar las garantías y con esos chips AESOLAR puede identificar la ruta de cada producto después de su venta.

Por el lado de Arctech Solar, fabricantes y proveedores de soluciones de sistemas de estructura fija y sistemas de seguimiento solar, dirá presente mediante Alejandro Silva Zamora, head Chile & South LATAM-BD director strategic accounts. 

La firma fundada en China cuenta con presencia en varios continentes y su envío global de sistemas fijos y de seguimiento ha llegado a 24 GW; pero en Latinoamérica explorará más oportunidades tras vincularse en más de 510 MW de proyectos operativos a lo largo de Brasil, Chile y México. 

LONGI Solar, reconocida empresa distribuidora y productora de módulos fotovoltaicos, volverá a participar en un evento de Future Energy Summit, con la mirada puesta en seguir ofreciendo productos competitivos que complementen y diversifiquen la matriz energética de la región. 

Lucas Ponce, product and solution manager de LONGi Latam, será quien aporte insights valiosos sobre la estrategia y los avances de la compañía, luego de que en la cumbre de Chile diera a conocer detalles de los módulos Hi-MO 7 y de que estaban incursionando en el campo del almacenamiento energético, con una unidad dedicada a la producción de electrolizadores. 

Trina Solar, proveedor mundial de módulos fotovoltaicos y soluciones de energía inteligente, no se quedará fuera de este interesante panel de debate y en su representación estará Marcus Fabrino, Head de Trina Tracker para Latinoamérica y Caribe.

El especialista marcará como avanzan desde la compañía para el crecimiento de las renovables y qué esperar de la región, considerando que fueron seleccionados para ser proveedores de trackers y módulos en un proyecto de 150 MW en Argentina y que suman más participación en Brasil, país en el que abrieron una fábrica de trackers (capacidad de 2,5 GW)  durante el 2023. 

Por lo que Future Energy Summit brindará el espacio ideal para debatir los principales temas de la agenda del sector, las oportunidades regulatorias y de inversión, como así conocer al detalle los próximos pasos, metas y expectativas del gobierno de Javier Milei para el sector renovable de Argentina, que ya cuenta con casi 6000 MW instalados (sin contar las hidroeléctricas mayores a 50 MW de capacidad) y alrededor de 4000 MW en más de 150 proyectos y casi 4000 MW renovables 

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

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Aprueban iniciativa que promueve el uso del hidrógeno verde como combustible sin cambiar su definición

Con 20 votos a favor, 1 en contra y 3 abstenciones,  la Comisión Permanente aprobó, en segunda votación, el dictamen que fomenta la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.

El dictamen recaído en los proyectos de le ley 3267, 3272 y 4374,  tiene como finalidad mejorar la calidad de vida de la población como resultado de la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero.

El presidente de la Comisión de Energía y Minas, Segundo Quiroz (BMCN), manifestó que la propuesta establece, entre otros, que el Ministerio de la Producción, a través del Programa Nacional de Desarrollo Tecnológico e Innovación (Proinnovate), fomente la implementación de programas para promover proyectos, emprendimientos de innovación y de transferencia tecnológica en materia de energía mediante el uso de hidrógeno verde como combustible y como vector energético en sus diferentes aplicaciones.

En un plazo no mayor a ciento ochenta días calendario, contados a partir de la entrada en vigor de la presente ley, el Poder Ejecutivo deberá aprobar el reglamento y la normativa adicional que sea necesaria para la aplicación de esta ley.

Sin embargo, fuentes con alto conocimiento en la materia aseguraron a Energía Estratégica que este proyecto de ley podría ser rechazado por el poder ejecutivo ya que no se respetó el cuarto intermedio en el que se solicitaba cambiar la definición de hidrogeno verde.

En dicha sesión, llevada adelante el pasado 15 de febrero, el congresista Eduardo Salhuana comunicó que se reunió con el flamante ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho y vice ministros, quienes le transmitieron la mencionada preocupación en torno al proyecto de ley.

«Los técnicos de energía y minas advirtieron que la definición de hidrogeno verde que se aprobó en la primera votación por figurar el texto sustitutorio no era  la misma que la del pre dictamen inicial. Se han modificado algunos términos y la definición de hidrógeno verde no es la correcta en términos científicos ni técnicos«, destacó Salhuana.

En este sentido, para efectos de la presente ley el hidrógeno verde es un vector energético producido con tecnologías de baja emisión de gases de efecto invernadero. Sin embargo, para que el hidrógeno pueda ser catalogado como verde universalmente debe producirse a través de energía renovable, como la solar o eólica, que no tiene emisiones de gases de efecto invernadero.

No obstante, en la sesión del día de ayer se hizo caso omiso a esta solicitud de cambio de definición y fue aprobada por la mayoría, lo cual según expertos en la materia podría traer grandes consecuencias a nivel internacional.

«El ejecutivo debería observar y rechazar esta ley para quitarle el titulo de hidrogeno verde porque no es real. No va a poder haber una certificación internacional estándar con esta definición porque no es la globalmente aceptada «, explican expertos a Energía Estratégica.

«El presidente de la comisión desoyó las recomendaciones del ministro de Energía y Minas que buscaban la elaboración de una legislación correcta que promueva la producción y posterior exportación de hidrogeno verde, a fin de diversificar la matriz energética», concluyen.

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Vertimientos renovables a la alza en Chile: Superaron los 540 GWh sólo en el primer mes del año

La firma Broker & Trader Energy Chile realizó un resumen de las estimaciones de los vertimientos de energía solar y eólica a partir de la información pública del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN)

De acuerdo a ese análisis, durante enero los vertimientos renovables alcanzaron los 544 GWh, lo que representa apenas 3 GWh menos que en diciembre de 2023 y un 298% más alto que los registrados durante el mismo periodo del año pasado. 

Además, el curtailment dado en primer mes del corriente año significa que se superó el 20% del volumen de vertimientos de todo el 2023 (2.669 GWh) y poco más de un tercio del 2022 (1471 GWh). 

Por lo que Energía Estratégica conversó con Juan Pablo Tapia, senior advisor energy de Broker & Trader Energy Chile, para conocer las causas de dicha situación, qué esperar para los próximos meses y las soluciones que podrían paliar la problemática. 

¿A qué factores se debe el aumento de los vertimientos renovables en Chile durante diciembre 2023 y enero 2024?

Los vertimientos o curtailment, ocurren principalmente durante el horario solar (08:00 – 18:00) donde éstos representan cerca del 97% del total de los curtailment. Éstos se han ido acrecentando en los últimos años principalmente por un mayor aumento en la oferta de proyectos de generación en base a tecnologías renovables (fotovoltaicas y eólicas) donde en nuestra matriz energética han venido representando un 31,2% (2021), 36,8% (2022) y 40,2% (2023). 

Sus causas se deben al traslape de los niveles de demanda requeridos por el sistema eléctrico en horario solar, que, para evaluar un despacho seguro y económico, se requieren de unidades generadoras a mínimo técnico (que operan a costo variable mayor a cero), que por lo general son las centrales térmicas que hacen esta labor y sumadas a una alta radiación presentada entre las estaciones primavera-verano en nuestro territorio nacional. 

Lo anterior y por este periodo del año se adiciona el aporte de las centrales hidroeléctricas (embalse y pasada) correspondiente a los deshielos acumulados por las lluvias caídas en nuestro país entre los meses de julio, agosto y septiembre del 2023.

¿Eran números esperados los del comienzo del 2024?

Probablemente se esperaban vertimientos relevantes a comienzo del 2024, pero no creo tan similares con respecto al último mes del año 2023, debido a los aportes que los deshielos han venido presentando durante los últimos meses desde octubre 2023 a la fecha, y ha sido la hidroelectricidad (embalse y pasada) quien ha venido liderando la generación de energía en nuestra matriz energética llegando a niveles desde 37% (julio 2023) y últimamente un 33,5% (enero 2024). 

 

La hidrología se verá afectada por la entrada del fenómeno de la niña a contar del mes de febrero 2024 en adelante, lo que podría ser una de las causas de menores valores de vertimientos en los siguientes meses del presente año. 

¿Hay alguna previsión para los próximos meses del año? ¿Puede aumentar esos valores considerando que se proyecta que entren más proyectos renovables en operación? 

La probabilidad de vertimientos para los próximos meses (febrero – abril) es alta en cuanto a que estimamos que estos pudieran alcanzar valores entorno a un 40% y 60% mayores respecto a los registrados durante los mismos meses del año 2023, llegando a un valor entorno a los 4.000 GWh respecto a todo el año 2024. 

Es altamente probable que los vertimientos aumenten en la medida que se incorporen más proyectos renovables a nuestra matriz energética y es lo que ocurrió el año 2023, donde se preveía nueva capacidad instalada del orden de 5.140 MW de los cuales sólo el 47% se concretó culminado el año 2023 (2.400 MW), siendo el 77% de plantas fotovoltaicas y un 23% de parques eólicos. Para este año 2024, se prevé nueva capacidad instalada alrededor de los 7.400 MW, de los cuales un 63% corresponden a plantas fotovoltaicos y un 22% a parques eólicos.

¿Cómo considera que se puede solucionar dicha situación?

Actualmente consideramos que existen múltiples formas y mecanismos de solucionar esta situación, de menor a gran escala como, por ejemplo:

Gestionar y fomentar de forma más eficiente la energía consumida durante el bloque solar, por parte de los clientes finales, en la medida que esto les permita modificar sus procesos productivos que están definidos en su operación.
Fomentar mayormente los consumos de la electromovilidad durante los periodos donde se concentra mayormente los curtailment y los efectos en los costos marginales del mercado de corto plazo.
Implementar de forma más localizada los sistemas de almacenamiento en diferentes escalas y bajo diferentes tecnologías a parte de los Sistemas BESS, con el propósito de incorporar demanda (proceso de carga) para estos equipos y que aporten su descarga en periodos donde éstas compitan con otras tecnologías de nuestra matriz energética.
Implementar los sistemas de automatismo en los tramos de la transmisión nacional y/o zonal donde se estimen eventuales congestiones, con el propósito de relajar las restricciones del criterio n-1 establecido en la NTSyCS, operando principalmente los sistemas AGC, EDAG y EDAC, según sea el caso.
Considerar la exportación de Energía Renovable Variable (ERV) a los sistemas de interconexión internacional existentes, como por ejemplo a Argentina, por la Línea de Salta 345 kV o en una futura conexión con el Perú.

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Nueva fecha: los proyectos que podrían participar en la subasta eólica costa afuera del 21 de junio

Con un potencial total estimado de 109 GW de energía eólica costa afuera y con áreas de exploración de desarrollo de aproximadamente 50 GW en potencial acumulado, los documentos de la Hoja de Ruta de la Transición Energética Justa en Colombia (2023), establecen como metas del país, contar con una capacidad instalada de Energía Eólica Costa Afuera de 7 GW en 2040 y 13 GW en 2050.

Para desarrollar ese potencial, a consideración de solicitudes recibidas para el Proceso Competitivo de proyectos de generación de Energía Eólica Costa Afuera, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en su calidad de Administradora de la Primera Ronda, modificó el Cronograma de los Pliegos, para ampliar la Etapa de Habilitación de Interesados hasta el 21 de junio de 2024.

Hasta dicho plazo, los interesados en participar en el Proceso Competitivo deberán presentar los documentos de Habilitación, el Administrador proceder a su estudio y a formular los requerimientos de complementación de documentos necesarios para obtener la Habilitación y su presentación por los interesados.

Nuevo cronograma

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Esta Primera Ronda tiene como finalidad que DIMAR, a través de un Proceso Competitivo, otorgue Permisos de Ocupación Temporal (POT) sobre áreas marítimas, con destino al desarrollo de proyectos de energía eólica costa afuera a los Proponentes que acrediten las capacidades jurídicas, financieras y técnicas establecidas y que presenten las mejores Ofertas en los términos de la referida Resolución Conjunta y estos Pliegos.

De esta forma, el Gobierno Nacional busca establecer las bases para el desarrollo de la Industria Eólica Costa Afuera en Colombia, promoviendo no solo la prosperidad económica y el cuidado del medio ambiente, sino también fortaleciendo el tejido industrial de defensa y fomentando el encadenamiento productivo para impulsar el desarrollo integral de las comunidades involucradas.

Los proyectos que podrían participar

Al momento, de acuerdo a datos de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), se han presentado al informe de registro de proyectos de generación 12 proyectos eólicos costa afuera que representan 5.134,5 MW de capacidad –VER AL PIE DEL ARTÍCULO-. Estos se sitúan en la zona Caribe central, más precisamente, al oeste del Departamento de Magdalena, los Departamentos del Atlántico y Bolívar, y la parte norte de Sucre.

De ellos, tres por 1.535 MW se ubican en Bolívar y Atlántico, por lo que podrían participar seguro de la convocatoria. Otros tres en Magdalena, por 1.749,9 MW, por lo que de acuerdo a su sitio geográfico de emplazamiento podrían o no ser incorporados a la subasta.

Finalmente, los que quedarían afuera de esta primera ronda son los que se ubican en La Guajira: seis proyectos por 1.850 MW 

INFORME DE REGISTRO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN

Semana 06, corte a 09 de febrero del 2024

1666
19/05/2022
PARQUE EÓLICO OFFSHORE VIENTOS ALISIOS
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
200
BOLIVAR
SANTA CATALINA
PARQUE EÓLICO OFFSHORE VIENTOS ALISIOS SAS
08/12/2025

3435
04/06/2022
OWF ASTROLABIO
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
825
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF ATROLABIO S.A.S. E.S.P.
08/02/2032

3436
04/06/2022
OWF BERGANTIN
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
825
MAGDALENA
SANTA MARTA
OWF BERGANTIN S.A.S. E.S.P.
08/06/2032

3437
04/06/2022
OWF GALEON
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
825
ATLANTICO
BARRANQUILLA
OWF GALEÓN SAS ESP
08/06/2032

3438
04/06/2022
OWF GOLETA
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
825
MAGDALENA
SANTA MARTA
OWF GOLETA SAS ESP
08/02/2032

3443
14/06/2022
OWF BITÁCORA
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
510
BOLIVAR
CARTAGENA
OWF BITÁCORA SAS ESP
08/06/2032

3445
16/06/2022
OWF BARLOVENTO
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
825
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
08/02/2032

3545
14/09/2022
OWF BARLOVENTO I
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

3547
14/09/2022
OWF BARLOVENTO II
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

3548
14/09/2022
OWF BARLOVENTO III
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

3549
14/09/2022
OWF BARLOVENTO IV
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

3651
24/08/2023
PARQUE EÓLICO FLUVIAL RÍO GRANDE DE LA MAGDALENA
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
99,9
MAGDALENA
SITIONUEVO
GRAND ENERGY S.A.S.
01/05/2026

Pliegos y condiciones específicas: contenido de las ofertas

Para su validez, todas las ofertas deberán contener al menos lo siguiente:

a) El Proponente podrá presentar una oferta por cada Área del Proceso Competitivo. Así mismo, podrá presentar una oferta por cada Área Nominada. En consecuencia, no existe límite en el número de Ofertas a presentar por cada Proponente y en todo caso, las Ofertas que este llegare a presentar, ya sea del Polígono A o del Polígono B, no deberán versar sobre una misma Área.

b) El Proponente deberá indicar el orden de preferencia de asignación de sus Ofertas.

c) La descripción exacta de la ubicación, linderos y extensión de los bienes de uso público solicitados, con su correspondiente plano de localización en formato digital tipo shape, adoptando como datum oficial de Colombia el Marco Geocéntrico Nacional de Referencia (MAGNA-SIRGAS) y el origen único establecido por el Instituto Agustín Codazzi – IGAC establecido en la Resolución 370 de 2021.

La extensión de cada área propuesta no deberá superar 270 KM2 . La Oferta debe considerar que para la construcción del Proyecto tiene que conservar una distancia de mínimo una (1) milla náutica con otros proyectos de energía eólica.

d) Indicar la capacidad instalada en MW, que debe ser mínimo 200 MW.

e) Presentar un programa que determina compromisos de transferencia de capacidades técnicas, conocimientos o experiencias, beneficios para las comunidades, fortalecimiento de la infraestructura, capacidades existentes en los diferentes escalones económicos y la mano de obra existente en el país, con relación a la Industria Eólica Costa Afuera vinculante a la cadena de producción, a la industria nacional, regional, local, incluidas, entre otras, las del Grupo Social y Empresarial del Sector Defensa (GSED) que puedan por unidad temática hacer parte del avance industrial y potenciar el encadenamiento productivo a nivel nacional, durante el Permiso de Ocupación Temporal y la Concesión, que será auditable en el desarrollo y puesta en marcha del proyecto, a partir del otorgamiento de la Concesión marítima y durante su vigencia, de conformidad con el Formulario 7.5.

f) Indicar la densidad de MW por KM2 (MW/KM2 ), que deberá ser mínimo 3 MW/KM2 .

g) Indicar la Fecha de Puesta en Operación – FPO que deberá ser dentro de los diez (10) años siguientes a la expedición del Acto Administrativo que otorga el Permiso de Ocupación Temporal conforme lo establecido en el literal b del Artículo 38 de la Resolución 40284 de 2022.

h) Incluir el Cronograma detallado de actividades y Curva S del Permiso, el cual deberá contener los mínimos establecidos en el Formulario 7.1 – Curva S- Actividades y Cronograma.

i) Carta de presentación de la Oferta suscrita por el representante legal o el apoderado debidamente facultado donde se debe mencionar el Orden de Preferencia de las Áreas sobre las cuales se presente Oferta, llenando el Formulario 7.2 y 7.3 – Carta de presentación de la Oferta tratándose Proponentes Individuales o Plurales, según corresponda, en el que se indicará que la Oferta es irrevocable y que estará vigente después de la fecha de Presentación de Oferta y un (1) mes adicional posterior a la fecha de formalización conforme a lo establecido en el Artículo 28 de la Resolución 40284 de 2022, su Resolución modificatoria 40712 del 1 de diciembre de 2023 y las demás que las sustituyan, modifiquen o complementen.

Además, deberá aceptar formal e integralmente la regulación establecida en los Pliegos y certificar que la información presentada no es fraudulenta o especulativa.

j) Presentar la Garantía de Seriedad de la Oferta, tal como se regula en el numeral 9.3 de estos Pliegos.

k) La información necesaria para certificar la experiencia descrita en el numeral 9.6.2. Sólo se recibirán certificaciones, en los términos contenidos en los presentes Pliegos, no copias de contratos. Además, deberá presentar la siguiente documentación que no será vinculante si el Proponente resulta Adjudicatario: (i) Declarar la potencia por turbina y la tecnología que se proyecte emplear (Ejemplo estructura eólica fija, flotante u otra), (ii) Estimar el factor de planta en términos de promedio anual.

Ver documento completo de los pliegos: PC_EECA_-_Español_con_marcas_Adenda_No.1_uoEl3LV (1)

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Solicitan financiamiento para promover la sostenibilidad alimentaria y descarbonizar la industria agraria

Los últimos años en México han sido de particular relevancia para el país en materia alimentaria, en primer lugar, enfrentando un panel de controversia sobre importación de maíz transgénico con Estados Unidos, un socio comercial de mucho tiempo junto con Canadá, en el contexto del acuerdo comercial T-MEC. 

El gobierno, junto con organizaciones de la sociedad civil han expresado su postura firme en prohibir la importación de maíz genéticamente modificado para consumo humano en 2024. También, se considera que el maíz transgénico importado de EE.UU. se ha mezclado con el nativo y, por lo tanto, con nuestros alimentos, lo que claramente representa un riesgo de pérdida de la diversidad biocultural del país, además de los riesgos a la salud que el glifosato puede traer.

En este contexto donde la sostenibilidad alimentaria y la necesidad de descarbonizar la industria agraria se vuelven imperativos, Marilyn Christian González Ojeda, investigadora y consultora socioambiental, destaca la urgencia de abordar los desafíos en los sistemas alimentarios de México. 

La experta resalta que la transición hacia la sostenibilidad no solo implica cambios en la producción, sino también en la distribución, transformación y consumo de alimentos, todo ello dentro de un marco de economía circular.

México se enfrenta a desafíos significativos para alimentar a su creciente población, y la transición hacia prácticas agrícolas más sostenibles es inminente. La implementación de tecnología, cambios en los patrones climáticos, la disponibilidad de recursos y la conexión entre producción y conservación son elementos cruciales en esta transformación”, advierte.

Y agrega: “La financiación se presenta como una pieza clave en este rompecabezas de sostenibilidad. Proyectos como el impulsado por la Fundación AXA México y el Fondo Mundial para la Naturaleza en Oaxaca, así como el respaldado por el FIDA en México, demuestran que la colaboración público-privada puede ser un motor para la implementación de prácticas agrícolas sostenibles”. 

No obstante, Gonzalez Ojeda reconoce que estos esfuerzos aún son dispersos y requieren un respaldo financiero más amplio y una estrategia nacional para lograr una producción alimentaria verdaderamente sostenible.

“La solicitud de financiamiento para promover la sostenibilidad alimentaria y descarbonizar la industria agraria en México no solo es una necesidad urgente, sino también una inversión esencial para garantizar un futuro alimentario sostenible y resiliente”, insiste.

Según la especialista, la reciente aprobación de la Ley General de Alimentación Adecuada y Sostenible marca un hito en la política alimentaria de México. Esta ley, que reconoce la necesidad de cambiar patrones dietarios, destaca la importancia de la sostenibilidad alimentaria, considerando el elevado consumo de recursos por parte de la industria agropecuaria, responsable del 75% del gasto de agua en el país.

En efecto, denuncia que la industria cárnica, en particular, es señalada como una de las principales consumidoras de recursos, con un kilogramo de carne requiriendo aproximadamente 15 mil litros de agua. 

La importancia de cambiar hacia una dieta más basada en vegetales se vuelve evidente, especialmente cuando el 80% del maíz y la soya transgénica importada se destina al forraje del ganado”, advierte.

En este sentido, califica a la agricultura regenerativa, que busca recuperar la salud de los suelos, como una alternativa sostenible pero que aún está en etapas iniciales en México. 

“A pesar de los esfuerzos en lugares como Chiapas, donde se experimenta con la siembra intercalada de maíz y legumbres, la proporción de tierras bajo agricultura regenerativa sigue siendo limitada frente a las hectáreas de producción convencional”, argumenta.

Y especifica: “Solo 200 hectáreas de maíz están bajo agricultura regenerativa, de las 700,000 hectáreas de producción convencional. Por ello aún hay mucho trabajo que hacer a lo largo del territorio”.

 

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