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La Ley Ómnibus elimina el subsidio a las zonas frías para reemplazarlo por un régimen focalizado en los hogares más vulnerables

La nueva versión del proyecto de Ley Ómnibus que el presidente Javier Milei envió al Congreso esta semana incluye un artículo que faculta al Poder Ejecutivo a derogar los subsidios energéticos a las “zonas frías” que originalmente estaban circunscriptos casi exclusivamente a la Patagonia y que el gobierno de Alberto Fernández amplió en 2021 a gran parte de la provincia de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis.

La intención oficial es reemplazar este esquema por un beneficio focalizado en aquellos usuarios vulnerables que realmente necesitan la ayuda del Estado tomando como referencia a una canasta básica energética. Si la iniciativa se concreta, supondrá un cambio radical para más de 4 millones de hogares, cerca del 45% de los usuarios del país, que actualmente perciben un descuento que oscila entre el 30% y 50% de la factura final. La aprobación del artículo dependerá de una dura negociación con las provincias.

Sistema regresivo

El objetivo inicial de este esquema de subsidio sobre los consumos de gas en la Patagonia fue reducir el impacto de la tarifa sobre los ingresos de los habitantes de esa región debido a las bajas temperaturas que enfrentan. Además, se buscaba brindar mejoras de las condiciones económicas a efectos de promover la radicación de nuevos pobladores en la región como un objetivo de orden geopolítico, sin discriminar por ingresos ni generar incentivos para fomentar el ahorro energético.

A ese beneficio, financiado inicialmente por el Tesoro Nacional y vigente desde que el servicio lo prestaba Gas del Estado, se le otorgó a partir de 2002 una asignación específica proveniente de un porcentaje de la factura de gas que se canalizó a través de un fondo fiduciario creado por el artículo 75 de la ley 25.565.

Luego de la ampliación concretada en marzo de 2021 a través de la ley 27.637 el carácter regresivo del beneficio se generalizó ya que pasó de 900 mil a más de 4 millones de hogares en zonas que incluso son calificadas como “templadas cálidas”.  

Por el solo hecho de residir en algunas de las zonas alcanzadas por el subsidio, los usuarios obtienen un descuento del 30% sobre la tarifa, de manera generalizada y sin fijar restricciones asociadas con variables socioeconómicas, como ingreso o patrimonio, lo que da como resultado que también sea recibido por estratos socioeconómicos medios y altos, los cuales no tienen ningún incentivo para morigerar sus consumos de gas.  

A su vez, el descuento sobre la tarifa se amplía al 50% para sectores vulnerables que cumplen alguno de los criterios de elegibilidad relacionados con la condición económica: ingresos, receptores de AUH, asignación por embarazo, seguro de desempleo, electrodependientes, etc. Este último grupo representa más del 60% del total alcanzado por este esquema de descuento.

Impacto en la factura

El Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumo Residencial de Gas se financia en parte con un recargo de hasta 7,5% sobre el precio del gas natural por redes cargado en la factura. Cuando se concretó la ampliación, el gobierno de Alberto Fernández insistió con que el nuevo beneficio no suponía un incremento de los subsidios, pero eso no fue así. En los hechos, el Tesoro también realiza un aporte ya que los recursos provenientes del fondo no alcanzan para cubrir la totalidad del beneficio.

A su vez, hay que tener en cuenta que con la actualización del precio del gas prevista para los próximos meses el peso en términos absolutos de ese 7,5% agregado en la factura será cada vez mayor. En la actualidad, el precio promedio del gas que pagan los usuarios subsidiados a nivel residencial está entre 40 y 50 centavos de dólar por millón de BTU. El 7,5% de ese valor puede que no sea una cifra significativa, pero a partir de abril el precio del gas se elevará a 4 dólares por millón de BTU. Por lo tanto, el 7,5% de ese nuevo valor va a ser equivalente a 0,30 centavos de dólar por millón de BTU, una cifra cercana a lo que actualmente vienen pagando por el gas los usuarios subsidiados.

Fuentes oficiales remarcaron a EconoJournal que en ese nuevo escenario se vuelve todavía más indispensable revisar el esquema de subsidios para poner el foco en aquellos que más lo necesitan tomando como referencia una canasta básica energética que tenga en cuenta el consumo en diferentes regiones del país.

, Redaccion EconoJournal

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Nicaragua exportó oro por US$1.000 millones en 2023.

Nicaragua septuplicó sus exportaciones de oro en 520.000 onzas en los últimos 17 años, auge que se atribuye a la estrategia de desarrollo del país centroamericano que fue de la mano con la expansión de la energía eléctrica, el servicio de agua potable y la construcción de rutas.

Las exploraciones geológicas en el subsuelo de Nicaragua, revelan que existe potencial para la extracción de oro en todo el territorio, incluso en zonas agrícolas donde los propietarios de fincas desplazaron la cultura de la siembra por la dinámica extractivista.

El ranking mundial de los principales exportadores de oro de la OEC (Observatorio de Complejidad Económica) en 2021, situó a Nicaragua en el puesto 50, Honduras en el 83 peldaño, Panamá en el lugar 93, seguido de Guatemala en el 135, Costa Rica ocupó el número 141 y El Salvador el 160.

La canadiense Calibre Mining (antes B2Gold), es la mayor empresa exportadora de oro en Nicaragua. Establecida desde 2009 opera las minas La Libertad [centro], El Limón [occidente], Pavón [norte] y Borosi, ubicada en el Caribe norte.

En 2023, Calibre produjo 242.109 onzas de oro, lo que representa casi el 50% de las exportaciones de Nicaragua enviadas a Canadá, para el procesamiento de los lingotes con “cien por ciento” de transparencia en el origen de producción.

Calibre estima duplicar en 500.000 onzas el oro producido en Nicaragua en 2025, con el inicio de las operaciones de la mina Valentine.
Actualmente, existen 100 concesiones para la explotación de oro que son estudiadas por el Ministerio de Energía y Minas.
Empresas de la República Popular de China, aliado político y geoestratégico de Nicaragua, se encuentran entre las interesadas en recibir permisos de operación en la minería 2024, afirmó el ministro Mansell.

El oro que se produce en Nicaragua se cotiza en las bolsas de valores de Toronto y Nueva York, sus principales compradores son Colombia, Suiza, Canadá y Estados Unidos.

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La apuesta de Santa Cruz: recuperar de 20% a 30% de producción en un año

Sumar inversiones, sostener el empleo y mejorar la producción es el objetivo de recuperar los yacimientos maduros de YPF para que los operen pymes regionales. La mirada está en la cuenca del Golfo San Jorge. ¿Cuál es el plan para lograrlo? El Gobierno provincial e YPF analizarán todos los yacimientos que opera la petrolera nacional en la cuenca del Golfo San Jorge, dentro del territorio santacruceño. La cuenca del Golfo San Jorge está integrada por las provincias de Santa Cruz y Chubut. La producción hidrocarburífera que surge de sus entrañas viene en declino hace años, aunque de manera diferente según […]

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Ingresos: El sector energético también brindará noticias positivas al Banco Central

Se prevé que la industria alcanzará una balanza comercial positiva de 3.800 millones de dólares EE.UU. en 2024, después de que 2023 estuviera casi equilibrada. El ámbito no será el único en ofrecer noticias positivas en relación al ingreso de dólares al país este año. Debido al aumento de la producción de gas y petróleo, se espera que la industria energética alcance un saldo comercial positivo de 3.800 millones de dólares, algo que no ocurría desde 2009. En 2022, hay una balanza comercial negativa del sector de US$4470 millones, que presionó las reservas del Banco Central, a pesar de que […]

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Retenciones: minería y petróleo tendrán las alícuotas más bajas de la economía

Economías regionales no pagarán. El resto de la economía pasa a pagar entre 15 y 33% de derechos de exportación. Hidrocarburos seguirá en 8%, al igual que oro y plata, mientras que litio y cobre se mantendrá en 4,5%. Luego de introducir modificaciones para sumar votos, la nueva ley ómnibus redactada por el gobierno de Javier Milei implicará que minería e hidrocarburos sean los dos complejos exportadores con las menores alícuotas de retenciones. Por su parte, fue establecido que las economías regionales no pagarán. El resto de la economía pasará a pagar 15%, salvo la soja y sus derivados, que […]

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Datawaves se posiciona y busca expandir su negocio en las verticales de minería y petróleo

Datawaves, la empresa argentina líder en la construcción de shelters y módulos para diversos mercados, cerró un 2023 con grandes proyectos en todas sus verticales de negocios, y mantiene para este año su objetivo de crecer en los segmentos de minería y petróleo. Durante el año pasado, Datawaves ratificó su presencia en ambos mercados con dos grandes proyectos. Construyó para la petrolera Pluspetrol -en conjunto con ABB – un shelter de 21 x 6 metros, con cuatro módulos. Por otro lado, llevó adelante -junto a Schneider- otro importante trabajo para la minera Río Tinto, dentro del proyecto Rincón Litio en […]

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Menos y estratégicas: el cambio de enfoque de las inversiones chinas en América latina

Beijing se aleja de las costosas infraestructuras para centrarse en la tecnología, las energías renovables y los minerales críticos. China ha desviado sus inversiones en América latina hacia sectores estratégicos como los minerales críticos, la tecnología y las energías renovables, mientras desafía a Estados Unidos y Europa en los campos de batalla económicos clave del Siglo XXI, según reveló un estudio. El cambio en el énfasis de los costosos proyectos de infraestructura se produjo mientras caían las nuevas inversiones en la región, pero crecía la alarma en EE.UU. y Europa por la creciente competencia china por la supremacía económica. La […]

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Menna: “Las inversiones van a ir llegando a la provincia en la medida en que Chubut se ordene”

El vicegobernador del Chubut, Gustavo Menna reconoció que transcurrido el primer mes de la gestión, se están cumpliendo los objetivos planteados en términos de recuperación de la provincia. “Estamos saliendo de un tiempo de abandono y de desidia y hay una presencia permanente del gobernador y todo su equipo en el territorio; hay un fuerte trabajo de los ministros y en Legislatura”. Menna resaltó el nivel de protagonismo y liderazgo alcanzado por Nacho Torres a nivel nacional y respaldó la decisión estratégica de relanzar el denominado Tratado de la Patagonia. “Desde ese lugar se puede marcar y defender los intereses […]

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A través de inversiones de 60.000 millones de dólares, Brasil lanza una nueva política industrial

El Plan de Financiamiento por 300.000 millones de reales (unos 60.000 millones de dólares) hasta 2026 fue presentado por el Gobierno Brasilero con la intención de reindustrializar el país sudamericano hoy en día. Esta declaración de la Presidencia en un comunicado indica que la «Nueva Industria Brasil» buscará priorizar las acciones del poder público como manera de inducir la producción nacional, ofreciendo líneas de crédito especiales, recursos no reembolsables y acciones de regulación y propiedad intelectual. El presidente Luiz Inácio Lula da Silva, durante la presentación, elogió el trabajo del equipo liderado por el vicepresidente Geraldo Alckmin y declaró que […]

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Los empresarios locales respetan el derecho a huelga, pero no apoyan el paro

Los empresarios locales manifestaron que respetan el derecho a un juicio justo pero aclararon que no tienen disponibilidad para este miércoles 24 de enero. En consecuencia, el diálogo «es la mejor alternativa para afrontar los problemas», dijo Ricardo Diab. presidente de la Asociación Empresaria de Rosario y secretario de la Confederación Argentina de la Mediana Empresa (Came). “Respetamos el derecho del sector sindical de expresarse de la manera que crea conveniente y al personal que lo quiera hacer, pero como empleadores no podemos acompañar una acción de paro porque está en contra de nuestra esencia más allá de las circunstancias”, […]

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Ambiente levantó la suspensión a la empresa Oiltanking en Bahía Blanca

En las últimas semanas se detectaron dos derrames de hidrocarburos en la Ría de Bahía Blanca, próximo al Puerto de Coronel Rosales, debido a pérdidas en las monoboyas de la Empresa Oiltanking Ebytem S.A. Ante el primer evento, que afectó parte de la Reserva Bahía Blanca, Bahía Falsa y Bahía Verde, desde el Ministerio de Ambiente de la Provincia se intimó a Oiltanking Ebytem S.A. a presentar e iniciar el Plan de Contingencia y saneamiento inicial de las área afectadas. El Plan de Remediación y se aplicaron sanciones por el incumplimiento de la Ley 11.723, artículo 3, inciso B y […]

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Wall Street empieza a ver a México como una mina de oro

Durante años, México fue un país olvidado entre los banqueros de inversión, un eterno rezagado eclipsado por Brasil. Pero ya no. De pronto, Wall Street está cada vez más convencido de que el país está a punto de despegar, si no desaprovecha la oportunidad. Bank of America Corp., Morgan Stanley y Goldman Sachs Group Inc. predicen que los ingresos de banca de inversión en México aumentarán este año. Banco Santander SA, el principal suscriptor local de bonos el año pasado, invertirá US$1.500 millones en reforzar la tecnología para clientes minoristas. Jamie Dimon, director ejecutivo de JPMorgan Chase & Co., aseguró […]

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Uruguay despegará en contratos de renovables entre privados: “generarán más competencia”

Uruguay cerró el 2023 con buenas noticias para el sector privado de generación de energía eléctrica  debido al primer contrato PPA proveniente de un parque solar entre dos empresas, lo que significó un hito para el país.

Martín Bocage, presidente de la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica (AUGPEE), destacó: “el primer contrato entre privados va hacer que vayamos hacia la competencia, que es a donde tenemos que ir”.

En 2023 se realizó una modificación del reglamento del mercado mayorista de energía eléctrica en Uruguay y se reconoció a las energías renovables como potencia firme, lo que posibilitó el avance de ese contrato. “Se hizo justicia sobre un tema que estaba generando una barrera en el sector”, resaltó el presidente de AUGPEE

“Sin embargo, la mala noticia es que ese mercado se acotó ya que se levantó el límite por el cual el consumidor puede acceder, antes era de 500 KW de potencia contratada y ahora pasó a 1500 KW, con lo cual hay menos clientes que pueden acceder a elegir su proveedor de energía”, advirtió . 

La firma de este primer contrato PPA a partir de energías renovables genera grandes expectativas de mercado en el país. Durante el 2023 Uruguay produjo 10.700,4 GWh e importó un total de 1.389,4 GWh de Argentina y Brasil. 

Desde la asociación analizan el impacto de la incorporación de los privados al sector,  y en ese marco Martin Bocage afirmó:  “Las inversiones tuvieron un impacto positivo, bajó el costo producido por la energía eléctrica y el sistema se volvió mucho más robusto frente a eventos climáticos extremos”. 

Hidrógeno verde

Uno de los temas que genera más expectativas en Uruguay es el hidrógeno verde Cabe recordar que a finales del año pasado actualizaron la Hoja de Ruta y se conformó una Asociación Uruguaya de Hidrógeno.

“Generamos la hoja de ruta de hidrógeno, hasta ámbitos en colaboración con países desarrollados dando marco a esta segunda transición. Y desde el sector privado nos hemos organizado en esta asociación para enfrentar los desafíos y alinearnos para ir hacia ese desarrollo”, comentó el presidente de AUGPEE.

En perspectiva para el 2024 y teniendo en cuenta que es un año electoral, el sector energético enfatiza en la necesidad de plantear un norte para las renovables y alinear a los partidos políticos entre sí para poder enfrentar los desafíos de la segunda etapa de la transición energética.

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Milei cedió ante la oposición y finalmente no privatizará YPF

El Gobierno de Argentina envió al Congreso Nacional el proyecto de Ley Ómnibus con las modificaciones consensuadas con los distintos bloques de la oposición durante y luego de la Plenaria en Diputados. 

Tras señalar en distintas oportunidades que el proyecto de ley “de Bases y Puntos de Partida para La Libertad de los Argentinos” no era negociable, Javier Milei finalmente cedió ante la oposición con el objetivo de lograr dictamen favorable y conseguir los votos para su media sanción en la Cámara Baja del Poder Legislativo. 

La inclusión de YPF en el listado de empresas públicas sujetas a privatización fue uno de los principales puntos del primer borrador que generó controversias en materia energética, pero el nuevo documento elevado al Congreso desestima esa posibilidad.

Es decir que Yacimientos Petrolíferos Fiscales seguirá teniendo mayoría de capitales estatales (51%), a pesar de que el líder de La Libertad Avanza tuvo como promesa de campaña la venta del paquete accionario de la empresa y que sus asesores más allegados plantearon que la participación del Estado en empresas energéticas resulta en “distorsiones en los mercados y posiciones dominantes”, lo que podría derivar en “gestiones ineficientes, sujetas a influencias negativas por parte del poder político de turno”. 

Hecho que incluso captó la atención y debate por parte de las autoridades energéticas de la gestión de Alberto Fernández, como por ejemplo Flavia Royon (hoy secretaria de Minería de la Nación), Cecilia Garibotti, ex-subsecretaria de Planeamiento Energético, y Florencia Terán, ex-directora nacional de Energías Renovables.  

“YPF es sinónimo de una política pública basada en la soberanía energética y, por ende, en la soberanía de un país que entiende a este sector como estratégico para su crecimiento y desarrollo”, señaló Royon en aquel entonces a través de la plataforma X (anteriormente llamada como Twitter).

Mientras que Terán subrayó que “con su compromiso en proyectos de energía renovable, YPF demuestra su responsabilidad hacia un suministro de energía confiable y asequible para los argentinos”, y destacó que su privatización pondría en peligro tales proyectos y la soberanía energética nacional. 

Y cabe recordar que YPF Luz cuenta con 497 MW capacidad renovable instalada, de los cuales 100 MW corresponden al parque solar El Zonda (puesto en marcha en mayo de 2023), mientras que el resto es eólico.

Pero ese número se incrementará una vez la compañía termine de construir el parque eólico General Levalle, de 155 MW de potencia. Hecho que está previsto en el corto plazo ya que recientemente arribaron los primeros aerogeneradores de la central ubicada en la provincia de Córdoba.

Otras empresas no correrán con el mismo destino

YPF fue la única entidad eliminada del listado del proyecto de Ley Ómnibus, por lo que aún existen otras compañías estatales que finalmente sí estarán sujetas a privatización, en concordancia con el mega Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) que Milei lanzó a fines de diciembre del 2023

Energía Argentina SA (ENARSA) es una de las firmas involucradas con las renovables que todavía está prevista a pasar a manos privadas. Situación que se dará en medio de un proceso por concretar proyectos de hidrógeno verde.

La compañía había lanzado una convocatoria pública para la presentación de expresiones de interés (EDI) para el desarrollo de la primera central de H2V en el sur de la provincia de Buenos Aires, donde los interesados podían postularse para la venta del desarrollo de un proyecto eólico de 200 MW de capacidad o suministrar 1 TWh/año de energía eléctrica al hub de H2V en Bahía Blanca. 

Y tras realizar el estudio de prefactibilidad y licitar la ingeniería de detalle para la planta electrolizadora y para la terminal portuaria de exportación, el escenario se iba a preparar para una convocatoria EPC del parque eólico, la planta electrolizadora y la propia terminal portuaria de exportación, tal como informó Energía Estratégica a principios de septiembre del año pasado (ver nota). 

Por lo que restará saber si la iniciativa del Poder Ejecutivo finalmente se aprueba o se rechaza en el Congreso, ya sea durante las sesiones extraordinarias tras la prórroga de las mismas hasta el 15 de febrero, o en las propias sesiones ordinarias. 

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Nuevos contratos y fábrica local de paneles: la estrategia de Solstice en América Latina y el Caribe

Solstice Solar, empresa de capitales americanos, inicia el posicionamiento de sus paneles fotovoltaicos en la región de América Latina y el Caribe.

En la región, ya cuenta con una planta de fabricación de 2 GW anuales en Brasil y prepara la inauguración de su segunda planta en Puerto Rico para dar servicio al área del Caribe y los Estados Unidos.

“A mediados del año 2025, entre los meses de junio y julio, tendremos en operación la fábrica que estará ubicada en el municipio de Ponce, Puerto Rico”, adelantó Osvaldo Rodríguez, presidente de Solstice Solar.

Según reveló el referente empresario, en la fábrica boricua se trabajará con el ensamblaje de componentes de paneles fotovoltaicos inicialmente, para alcanzar un 1 MW de capacidad de producción anual.

“Próximamente, la regulación federal va a requerir que las obleas sean manufacturadas también en los Estados Unidos. Por lo que, no descartamos que en algún futuro también estemos fabricando obleas en área americana”, proyectó el presidente de Solstice Solar.

“Siguiendo la tendencia de nearshoring queremos tener aquí la producción de nuestros paneles. Pero además de ofrecer el producto, como fabricante queremos dar garantía y servicio local a los clientes”, añadió Doel Gonzalez, gerente de Desarrollo de Negocios de Solstice Solar.

¿En qué etapa se encuentran? Según precisaron los referentes consultados, ya adquirieron un edificio industrial en el municipio de Ponce y en el correr del año estarán realizando las mejoras para poder hacer la instalación de la maquinaria y próximamente contratar el personal requerido para la fabricación de su línea de paneles solares de 450 W.

Hasta tanto, la fábrica esté operativa, Solstice Solar ya cerró contrato para un proyecto de 75 MW en Puerto Rico al que empezarán a suministrarle este mismo semestre.

“En Puerto Rico, la finca de 75 MW deberá empezar su construcción a finales de este primer cuarto, estaríamos hablando de abril/mayo; por lo que, ya estamos iniciando el suministro de paneles”, precisó Osvaldo Rodríguez.

Un diferencial de sus paneles que van desde los 450 W a los 750 W, es la calidad y durabilidad que garantizan para los próximos 25 o 30 años, volviéndose ideales para grandes fincas solares pero también para proyectos de menor escala en comercios y residencias de Puerto Rico y resto de Estados Unidos.

Pero aquello no sería todo. La marca que cuenta con una experiencia probada por años en mercados de Asia, Europa y África, ahora está haciendo la introducción de su tecnología también para América Latina.

En entrevista con Energía Estratégica, su presidente aseguró que en la región, avanzan con negociaciones en países como República Dominicana en el Caribe, Guatemala en Centroamérica, México en Norteamérica y Perú en Sudamérica.

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Chile confirma más licitaciones para ampliar su sistema de transmisión eléctrica

El Ministerio de Energía de Chile confirmó que se licitarán más obras de ampliación de transmisión eléctrica, tanto a nivel nacional como zonal, correspondientes al Plan de Expansión del año 2022. 

A través de la publicación del Decreto Exento N° 4/2024 en el Diario Oficial (DOF), el gobierno fijó veintidós proyectos que deberán iniciar su proceso de licitación en el transcurso de los doce meses siguientes y otras 2 obras que deben ser objeto de modificaciones. 

Cabe aclarar que el Informe Técnico Final del Plan de Expansión 2022 de la Comisión Nacional de Energía se publicó a mediados del 2023 después de finalizado dicho año, por lo que no sorprende que recién ahora se publique el mencionado decreto y se anuncie la convocatoria para los próximos meses. 

¿Qué se licitará del Plan 2022?

La ampliación de la infraestructura prevé la incorporación de alrededor de 3690 MVA de capacidad, la mayoría en el sistema de transmisión nacional (2800 MVA), y más de MMUSD 142,99 de inversión referencial. 

Las obras de ampliación del transporte eléctrico nacional de Chile finalmente serán 10 y las mismas cuentan con un plazo de ejecución que varía entre 30, 36, 48 y 60 meses, en tanto que la vida útil superará los treinta años y, en algunos casos, está previsto que alcance hasta casi las cinco décadas. 

Tales proyectos tienen un valor de inversión (VI) referencial de aproximadamente MMUSD 90, pero sólo se aclara que sólo dos deberán permitir una capacidad de transmisión 2800 MVA, siendo los casos del tendido segundo circuito 2×500 kV Ancoa – Charrúa (1700 MVA) y el aumento de capacidad de la línea 2×200 kV Mulchén – Los Notros (tramo Mulchén – Digüeñes – 1100 MVA). 

La primera de esas obras mencionadas es la que abarcará el mayor porcentaje de la inversión, ya que ocupará poco más de MMUSD 60 de los MMUSD 90 totales entre todo el listado de expansión nacional. 

Por el lado del sistema de transmisión zonal, el DE N° 4/24 diferencia en cinco áreas (B, C, D, E y F) definidas en la resolución exenta Nº 244, de fecha 9 de abril de 2019, de la Comisión, que «Aprueba Informe Técnico de Calificación de Instalaciones de los Sistemas de Transmisión para el período 2020-2023».

El sistema B comprende dos instalaciones que se encuentran interconectadas entre las subestaciones Diego de Almagro y Quillota del Sistema Eléctrico Nacional: La ampliación en S/E Taltal (NRT ATMT) y la expansión en S/E San Juan 66 kV (BPS), que incluye el reemplazo de transformadores y el seccionamiento de la línea 2×66 kV Pan de Azúcar – Guayacán. 

Ambos proyectos cuentan con un plazo de ejecución obligatoria de 36 meses, una vida útil de 25 y 26 años, respectivamente y más de MMUSD 12,94 de VI para añadir alrededor de 60,2 MVA de capacidad. 

El sistema C también contempla dos emprendimientos de más de 30 años de vida útil, en este caso entre las S/E Quillota y Cerro Navia del SEN, por casi MMUSD 6 de inversión referencial que servirán para añadir 128 MVA en capacidad de transformación. 

Mientras que para el área D (entre las subestaciones Cerro Navia y Alto Jahuel) sólo se licitará una obra de transmisión, puntualmente la aplicación en S/E Recoleta, con plazo de 36 meses y una vida útil de 34 años.

Dicho proyecto tiene un VI referencial USD 4.858.084 y consiste en el aumento de capacidad de la subestación Recoleta mediante la instalación de un nuevo transformador 110/12 kV y 50 MVA de capacidad con Cambiador de Derivación Bajo Carga (CDBC), y sus respectivos paños de conexión en 110 kV y media tensión. 

Las infraestructura a subastar entre las S/E Alto Jahuel y Temuco (Zona E) estará compuesta por la expansión de las subestaciones eléctricas Retiro, Andalién, Pucón, Villarrica y Lastarria, las cuales tendrán un plazo de construcción de 36 a 60 meses. 

El monto necesario para ello rondaría los MMUSD 26,18 y se deberán instalar y configurar diversos transformadores, barras seccionadas y de transferencia que, en su conjunto, superen los 680 MVA. 

En tanto que las obras de ampliación del sistema de transmisión zonal F incluye la expansión en las S/E Purranque y Ancud (ambas con plazos de construcción de 36 meses) que suman USD 7.935.623 de VI y 26 MVA de capacidad con Cambiador de Derivación Bajo Carga (CDBC).

Además, el documento presenta un par de obras de expansión que, habiendo sido establecidas con anterioridad en planes de expansión del 2019 y 2020, deben ser objeto de modificaciones: 

Nueva línea 2×500 kV Entre Ríos – Ciruelos, energizada en 220 kV y Nueva LT 2×500 kV Ciruelos – Pichirropulli, también energizada en 220 kV. 
Habilitación segundo circuito línea 2×110 kV San Pedro – Quillota.

El el caso del primer proyecto se opta por el cambio en lugar de la incorporación de una obra de ampliación que la complemente, con el propósito de capturar eficiencias en términos de economías de escala y ámbito en su ejecución, así como la generación de condiciones de mayor competencia en su proceso de licitación y adjudicación.

Mientras que la segunda se debe a que la obra fue licitada por el Coordinador en dos oportunidades, sin éxito, pero se mantiene la necesidad de su construcción; sumado a que se incorporar la ampliación en S/E Quillota 110 kV. 

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Deuda de la AEE, agrovoltaica y el rol del gas, en el centro del debate en Puerto Rico

Puerto Rico enfrenta un momento crucial en su camino hacia una transformación energética que sea sostenible, accesible y en línea con los objetivos ambientales. La actualización del Plan Integrado de Recursos (PIR) jugará un papel fundamental en la definición del futuro energético de este mercado, y la participación activa de todas las partes interesadas será esencial para garantizar decisiones informadas y equitativas.

Haciéndose eco de aquello, Justicia Energética Puerto Rico, una organización sin fines de lucro que provee servicios de capacitación y coordinación a instituciones y líderes en los sectores público y privado para lograr la Transformación Energética de Puerto Rico, participó de la primera reunión del año 2024 sobre el Plan Integrado de Recursos (PIR).

Tras aquel encuentro, el Lcdo. Ramón Luis Nieves, director Ejecutivo de Justicia Energética Puerto Rico, señaló que varios temas estarán en discusión en este inicio del año en la antesala del lanzamiento del nuevo PIR.

“En el centro de la discusión está la deuda de la Autoridad de la Energía Eléctrica (AEE), las tensiones en torno a la instalación de fincas solares en terrenos agrícolas y la posibilidad de desconocer las metas renovables e incluir gas natural”, introdujo el referente de Justicia Energética Puerto Rico.

En una entrevista con Energía Estratégica, Ramón Luis Nieves explicó que el plan de ajuste de la deuda de la AEE que se estará discutiendo en el mes de marzo podría condicionar todo el panorama del sector energético.

“Si bien no están relacionados directamente, cómo se repagará la deuda podrá afectar en cómo los actores del sistema eléctrico de Puerto Rico van a comportarse, entonces sí incidirá en el plan integrado de recursos y es un tema que debe estar sobre la mesa”, consideró.

La deuda de la AEE bajo la lupa: ¿cómo impactará a las inversiones renovables en Puerto Rico?

Además, Nieves expresó su preocupación por el cumplimiento de las metas de energías renovables y por los sectores que argumentan en contra de autorizar fincas solares en tierras agrícolas alegando problemas legales y de impacto ambiental.

“En el plan vigente se contemplaba que el Negociado de Energía haga unos llamados a Solicitudes de Propuestas (RFP) para energía renovable a gran escala esencialmente y ya han surgido las voces en oposición. Así que esa discusión creo que va a continuar ahora en este plan integrado de recursos y quizás con mayor énfasis”, valoró.

Con el objetivo del 40% de energía renovable cada vez más cercano, la masificación de la energía solar en todo los segmentos del mercado adquiere mayor relevancia en este 2024 y 2025. Por lo que la disputa sobre la instalación de centrales fotovoltaicas en terrenos agrícolas deberá resolverse en el nuevo plan que guiará la política energética para los próximos 20 años. ¿Habrá nuevas convocatorias a RFP? ¿Se identificarán los terrenos disponibles? ¿Se generará un marco para la promoción de agrovoltaica?

Controversia por el uso de terrenos para proyectos renovables utility scale en Puerto Rico

Pero aquello no sería todo. La inestabilidad del sistema eléctrico de Puerto Rico es otro tema que preocupa y en el diálogo entre distintos actores del mercado, la posibilidad de abandonar las metas renovables para priorizar el gas natural existiría.

Un tema crucial a considerar es la salida programada para enero de 2028 de la central carbonera responsable de producir aproximadamente el 20% de la energía consumida en Puerto Rico de manera económica. La discusión sobre cómo sustituir esa fuente de energía de manera financieramente asequible y cumplir con las metas renovables será un desafío central en el PIR.

Durante la entrevista también reveló que se está considerando la contratación de gas natural, lo que podría modificar las metas de energías renovables. Y aunque el gobernador no ha expresado oficialmente la intención de modificar las metas, existirían voces del sector público que sugieren un enfoque más flexible que incluya el gas natural para fortalecer el sistema eléctrico. ¿Se dará marcha atrás a las metas renovables? ¿Qué rol tendrá el gas en el PIR?

“Ante la falta de cumplimiento del país con sus metas de energías renovables, algunos sectores están buscando que la discusión vaya más allá del cumplimiento de la cartera renovable y que gire más a cómo se puede fortalecer más el sistema que existe hoy, y para hacerlo esos sectores van a promover alguna coexistencia entre las energías renovables y la energía de combustible fósiles particularmente para la demanda base que necesita el país”, reveló el director Ejecutivo de Justicia Energética Puerto Rico.

Puerto Rico analiza “parches” con gas natural pero apostaría a la solar más baterías a largo plazo

Ahora bien, Ramón Luis Nieves señaló que la discusión sobre modificar las metas de energías renovables podría tomar impulso recién en el 2025, después de las elecciones. Y aunque no tomó una postura definitiva, anticipó que la discusión sobre una posible enmienda legislativa a la ley 17 del 2019, que establece las metas renovables, será un tema relevante en los próximos meses.

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Agentes del mercado iniciarán campaña para masificar la energía solar en Honduras 

“Vamos por un proyecto ambicioso de solarización de Honduras”, aseguró Samuel Rodríguez, agente del mercado eléctrico hondureño. 

Según reveló el referente empresario, la intención no es solo socializar las ventajas de estas alternativas de autogeneración eléctrica sostenible, sino que además se generen las condiciones para la apertura de nuevas líneas de crédito para poder financiar este tipo de instalaciones. 

La iniciativa sería impulsada este año por parte de gremios civiles y empresarios como la Asociación para una Sociedad más Justa (ASJ), la Asociación Nacional de Industriales (ANDI) y la Asociación de Consumidores Calificados de Energía Eléctrica de Honduras (ACCEEH)

“La banca nacional está muy abierta al tema de financiamiento de este tipo de proyectos. Hay bastante apetito de invertir en energía solar. Y son cosas que nosotros queremos aprovechar”. 

Los argumentos a favor de acelerar la incorporación de techos serían diversos e incluyen temas tan complejos como reducir los costos eléctricos no sólo para un particular sino también a nivel nacional. 

“Honduras tiene 36% de pérdidas. Cada punto porcentual que queremos bajar las pérdidas representa 21 millones de dólares. Entonces, hay que apostarle al tema de energía solar de manera masificada para nosotros poder bajar ese tema de las pérdidas y generar ese ahorro para la empresa distribuidora”, argumentó Samuel Rodríguez.

Y añadió: “Lo que también conlleva la incorporación de más energía solar es que bajemos el gasto de divisas que requerimos para comprar combustible fósil usado en la generación de energía térmica”.

En este contexto, el referente del mercado eléctrico hondureño planteó que ante una deseada masificación solar en residencias, comercios e industrias, se requeriría un rol más protagónico para la figura de una distribuidora comprometida con el despliegue y gestión de techos solares.

“Debemos aprovechar la bendición de 10 horas de sol que tenemos en Honduras y definitivamente impulsar bastante fuerte lo que son empresas distribuidoras de energía solar para que la misma empresa puedan ser sujetas a financiamiento y que gestionen esos activos por 20 años, dándole la calidad de servicio que se merece. Ese es un poco el norte que tenemos ahora”, declaró Samuel Rodríguez

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SPR advierte que un error conceptual podría anular el proyecto de ley de hidrógeno en Perú

El pasado 18 de enero,  la Comisión Permanente del Congreso de la República fue testigo de la aprobación unánime del texto sustitutorio de los proyectos de ley 3267, 3272 y 4374, dirigidos a potenciar el hidrógeno verde como fuente de energía limpia y renovable en Perú.

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

Si bien la Asociación Peruana de Energía Renovables (SPR) está a favor de promover la implementación del hidrógeno verde en múltiples sectores de la matriz energética peruana, advierte un error conceptual en la definición adoptada en el proyecto de ley en la cual se califica como “un vector energético producido con tecnologías de baja emisión de gases de efecto invernadero”.

A través de una carta dirigida a José Neil Meza Segura, Director General de la Dirección General de Eficiencia Energética del Ministerio de Energía y Minas, la SPR se manifestó en contra de tal definición y enuncia la que entienden como correcta.

118-SPR-13.07.2023

“Esta afirmación contiene una grave inconsistencia con la definición mundial de hidrógeno verde, el cual se produce a través de la electrólisis del agua utilizando energía renovable, como la solar o eólica, que no tiene emisiones de gases de efecto invernadero, lo que lo distingue de otras formas de hidrógeno que se obtienen a partir de fuentes no renovables”, afirma en la carta.

En este sentido, esta definición no aplica para el hidrógeno verde sino más bien para el azul, que se produce a partir de gas natural mediante SMR, pero se diferencia del gris en que utiliza tecnologías de captura y almacenamiento de carbono (CCS) para reducir las emisiones de CO2. Aunque emite menos CO2 que el hidrógeno gris, su proceso aún tiene impacto ambiental.

De esta forma, considera que el proyecto de ley no define al hidrógeno verde de forma correcta, lo cual puede traer implicancias negativas a futuro.

Según la Asociación, aprobar el proyecto de ley con esta definición errónea traerá consecuencias negativas para el desarrollo de este tipo de proyectos en el Perú, como, por ejemplo, que no sean elegibles para la obtención de financiamiento internacional y que su producción no sea certificada como hidrógeno verde por no provenir de fuentes renovables de acuerdo con los estándares internacionales .

“Por todo lo explicado, consideramos necesario que el Grupo de trabajo multisectorial que tiene como objetivo impulsar el desarrollo del hidrógeno verde en el país, siente una definición única y correcta que oriente la regulación respecto de esta industria que tiene como base el uso de energías renovables de cero emisiones”, enfatiza la SPR en el comunicado.

En síntesis, la SPR no se opone a promover el hidrógeno verde en el país, de lo contrario, aboga por un proyecto de ley que lleve claridad, transparencia y reglas claras tanto a inversores locales como internacionales, donde las definiciones no se tergiversen.

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Ministro Pardow recibe a la nueva directiva de ACERA y el gremio se refirió a aspectos de la agenda coyuntural para consolidar la integración renovable

En un importante encuentro para el sector de energías renovables y almacenamiento, Sergio del Campo, Presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento, y Ana Lía Rojas, Directora Ejecutiva de ACERA A.G., en conjunto al directorio recientemente electo, fueron recibidos por el Ministro de Energía, Diego Pardow, para entregar los planteamientos de la agenda del sector eléctrico renovable y de almacenamiento para este 2024.

Durante la audiencia, Rojas hizo una presentación de la agenda de trabajo que el gremio impulsará durante el año 2024 para el sector de energías renovables y el almacenamiento, enfocando dos cuestiones medulares: la primera, es en el corto y mediano plazo, donde se pudo discutir la problemática de los elevados curtailments y el consecuente precio spot cero, proponiendo mejoras operacionales inmediatas y la integración de almacenamiento a mediano plazo. La segunda, es en cuanto al largo plazo, donde se enfatizó la importancia de adaptar el diseño del mercado mayorista ante las nuevas condiciones que demanda la transición energética como es la alta penetración de energía renovables, resguardando los niveles de competencia en el segmento de la generación.

En este sentido, ACERA solicitó al Ministro de Energía examinar algunas experiencias en mercados de la región en donde la reforma hacia un mercado de ofertas no se tradujo ni en mayor competencia ni mejores precios al consumidor final. “Una reforma al sistema mayorista debe resguardar los niveles de competencia del segmento de la generación y, por cierto, cumplir con el objetivo de reflejar adecuadamente el valor de la energía para suministros más eficientes y baratos” señaló la Directora Ejecutiva en la reunión.

En la ocasión, también se abordaron aspectos fundamentales del Proyecto de Ley de Transición Energética y de Estabilización de Tarifas, ambos proyectos en trámites legislativos en curso en el Parlamento. Así. ACERA manifestó que los proyectos de ley de transición energética y de estabilización tarifaria presentados por el gobierno buscan, por distintos caminos pero en el mismo sentido, la protección de los consumidores finales.

Sobre el proyecto de ley de transición energética, son tres los aspectos cruciales para la industria. El carácter permanente y con mecanismos claros y proporcionales a la afectación por congestiones a empresas generadoras en materia de devolución de los ingresos tarifarios, la incorporación de almacenamiento sin distorsiones de volúmenes ni precios, y las mejoras a la transmisión que el proyecto ya plantea. Pues, el proyecto tiene por objeto evitar que los contratos de suministro eléctrico renovable de menores precios, caigan en insolvencia por la falta de inversión en transmisión y la ausencia de incentivos al almacenamiento de energía, en un modelo de mercado eléctrico que no está adaptado a una alta penetración de energías renovables. Esta ley se enfoca en preservar las condiciones de competencia en la industria energética, manteniendo operativos los contratos de suministro eléctrico renovable que contribuyen significativamente a reducir el precio de la electricidad para los consumidores finales.

Concatenado a este primer proyecto, la necesidad de estabilización tarifaria en el segundo proyecto, cuyo espíritu también se hace cargo del necesario ajuste a los precios de la energía que se han mantenido congelados desde el 2019 a través de mecanismos de estabilización transitorios y, al mismo tiempo, se encarga de proteger a los consumidores más vulnerables. Para ello, se establece un mecanismo para mitigar los incrementos previstos en las tarifas para los consumidores regulados y simultáneamente establece un subsidio, entre el 2024 y 2026, dirigido a las familias de bajos recursos.

El congelamiento de las tarifas desde el 2019 acumula una deuda de los consumidores con los generadores de energía que ya asciende a US$5.500 millones, por lo que la ley de estabilización tarifaria facilitará el pago de esta significativa deuda, que es un compromiso y realidad ineludible. Su oportuno cumplimiento en este contexto, es fundamental para la estabilidad y competitividad de la industria generadora de energía renovable del país y una señal muy importante para los inversionistas y la banca internacional. Una industria generadora de energía renovable sana y competitiva permitirá otorgar mayores beneficios a los hogares de Chile en el corto, mediano y largo plazo.

“Ambos proyectos son necesarios para el país, ya que permitirán proporcionar señales positivas a la banca e inversionistas internacionales para que sigan invirtiendo en la transición energética de Chile”, indicó el Presidente de ACERA, Sergio del Campo, para enfatizar la importancia de ambas iniciativas legales.

Por último, el gremio fijó su posición ante el Ejecutivo sobre una eventual renegociación de contratos que se discute como alternativa, indicando que no es una opción legal que el gremio apoye. “No es una opción legal sostenible «botar» contratos, pues sería una erosión jurídica grave a la estructuración del mercado de contratos, base de la transición energética y que ha permitido la instalación de tecnologías limpias en nuestra matriz precisamente desde el 2014 en adelante. Abrir esta puerta como solución atenta contra la base jurídica del sistema de contratos, y luego, ante cualquier eventualidad, existe el riesgo de siempre solucionar los temas residiendo un contrato, que fue cerrado y asumido en su momento, por las partes, clientes y suministradores, bajo el amparo del marco legal vigente y que no puede ser cambiado a merced de cada coyuntura”, manifestó Rojas al concluir la cita con el Ministro.

ACERA destaca la importancia de avanzar hacia una transición energética sostenible y eficiente. La asociación reafirma su compromiso de trabajar de la mano con el Ministerio de Energía y las demás autoridades de gobierno, así como otros actores del sector, para lograr un marco regulatorio que promueva y consolide la inversión en energías renovables, almacenamiento y transmisión, y resguarde la competencia, la estabilidad y la sostenibilidad jurídica de la regulación requerida para el panorama energético nacional.

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Ley Ómnibus: el gobierno cambia y ahora sólo propone la privatización parcial de Nucleoeléctrica Argentina

El gobierno envió al Congreso la versión modificada del proyecto Ómnibus, con cambios en lo que respecta a la privatización de las centrales nucleares. El nuevo proyecto propone una privatización parcial de Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA), la compañía operadora y dueña de las centrales atómicas. El Estado nacional seguirá siendo accionista y tendrá el poder de veto sobre la venta de acciones cuando implican un cambio en el control de la compañía.

El capítulo de privatizaciones de empresas públicas del proyecto original fue modificado para dejar en claro que el Estado no se desprenderá de su control accionario en YPF. En los casos de Nucleoeléctrica, el Banco Nación y ARSAT, «se estableció que el Estado solamente puede hacer una privatización parcial, debiendo mantener el control de la empresa». La Comisión Bicameral de Privatizaciones hará el seguimiento en los procesos de apertura de las compañías al capital privado.

De acuerdo con la nueva redacción del proyecto Ómnibus, el artículo 10 establece que el Estado será titular permanente de una acción de NA-SA. También se requerirá ineludiblemente su voto afirmativo si se quiere ampliar la capacidad de una central existente y/o la construcción de una nueva, si se quiere cerrar una central («salida definitiva o temporal» por «motivos no técnicos»), y para incorporar accionistas en la empresa que le otorguen el control de la misma.

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, había adelantado en las audiencias públicas en el Congreso que el Estado mantendrá el control de la compañía. «NA-SA va a mantener la acción de oro», respondió Chirillo a una pregunta sobre la privatización de las centrales nucleares.

Cambios

En rigor, el proyecto original no garantizaba el mantenimiento del Estado como accionista. Esto fue observado en las audiencias por las diputadas Silvia Lospennato (JxC) y Agustina Propato (UxP), entre otros.

El artículo 10 del proyecto original derogaba por completo el artículo 35 de la Ley 24.804, la Ley de Actividad Nuclear. Esa derogación dejaba abierta la posibilidad de una privatización total de la compañía, advirtieron en su momento fuentes consultadas por EconoJournal.

El error fue subsanado con la nueva redacción, estableciendo potestades del Estado sobre la compañía. Un punto nodal del nuevo artículo 10 es el inciso C, que otorga poder de veto al Estado para bloquear la incorporación de accionistas en la empresa que le otorguen el control en los términos del artículo 33 de la Ley N° 19.550 de Sociedades Comerciales. «El inciso C le da al Estado poder de veto de una venta que implique control (de la compañía)», explicó una fuente consultada por este medio.

Tema centrales nucleares: de la redacción de los artículos 10 y 11 del proyecto Ómnibus se desprende que Nucleoeléctrica puede ser privatizada por completo. La clave es el artículo 10 que deroga por completo el 35 de la Ley 24.804 (Ley Nuclear). ¿Modificarán los art 10 y 11? pic.twitter.com/EfcOeloKvM

— Nicolás Deza (@NicolasDeza) January 19, 2024

Por otro lado, se eliminó el artículo 11 del proyecto original que modificaba el artículo 37 de la Ley Nuclear para habilitar la privatización de la actividad vinculada con el ciclo del combustible nuclear. El artículo 11 establecía la creación de sociedades anónimas en las cuales el poder ejecutivo podía conservar una acción con derecho a veto en las decisiones que implicasen el cierre de la actividad.

Rechazo gremial

La iniciativa de privatización de Nucleoeléctrica ocupó el centro de las deliberaciones entre los trabajadores del sector nuclear y de la compañía en particular.

La Federación Argentina de Trabajadores de Luz y Fuerza, la Asociación de Profesionales Universitarios del Agua y la Energía Eléctrica, y el Sindicato de Luz y Fuerza Seccional Paraná publicaron sendos comunicados en rechazo a la venta de la compañía.

Los trabajadores en el complejo nuclear Atucha enrolados en Luz y Fuerza se declararon en estado de alerta y movilización en rechazo de la privatización de Nucleoeléctrica, la cual consideraron como infundada «debido a la eficiencia técnica y económica que caracteriza a la empresa».

La nueva versión de la Ley de Bases y Puntos de Partida es la respuesta del gobierno a los cambios al proyecto demandados por Juntos por el Cambio y Hacemos Coalición Federal en el Congreso para obtener dictamen y avanzarlo al recinto de Diputados. Fruto de las negociaciones, el nuevo proyecto presenta 523 artículos frente a los 664 del proyecto original y dejó fuera algunos temas que serán tratados en sesiones ordinarias, como es el juicio por jurados.

, Nicolás Deza

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Cómo es el impuesto a la riqueza que piensa Pullaro, que rechaza Ganancias

Pasa por una alícuota sobre el 1 por ciento más rico en ingresos o sobre determinado nivel de patrimonio alto. Las conversaciones con aliados y gobernadores. Pullaro con el ministro del Interior, Guillermo Francos. En la reunión de gobernadores el mandatario santafesino le señaló que se impone a restituir el impuesto a las ganancias. El gobierno provincial impulsa de manera formal frente a sectores políticos del país que considera próximos por afinidad ideológica o por intereses comunes un proyecto para que la Nación imponga un impuesto fijo al sector más rico de la población. La opción que está en la […]

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Acuerdo histórico de Vidal con YPF: La empresa devolverá yacimientos a Santa Cruz

Vidal llegó a un acuerdo con YPF por los yacimientos convencionales en Santa Cruz, que serán devueltos a la provincia. Se trata de pozos maduros, algunos de ellos sin actividad, relegados por el boom del shale. Es un viejo reclamo de las provincias petroleras y constituye el primer acuerdo de este tipo. El gobernador de la provincia de Santa Cruz, Claudio Vidal, logró un acuerdo histórico con la empresa YPF y podrá disponer de los yacimientos convencionales ubicados sobre la franja norte del territorio provincial. En un hecho sin antecedentes, Santa Cruz es la primera provincia en obtener la reversión […]

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Nuevo proyecto para un tren de cargas de San Juan a Vaca Muerta pasando por Mendoza

Conectará el norte del país con Vaca Muerta. El desarrollo de la formación Vaca Muerta sumó un nuevo proyecto con el objetivo de llegar con un tren de cargas a la formación. Se trata del Ferrocarril San Martín, Meridiano 68, que busca conectar el norte del país con Añelo, la localidad adjunta a Vaca Muerta, pasando por San Juan y Mendoza. El gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, se reunió con Pablo Martorelli para dialogar sobre la iniciativa. Orrego anunció hace una semana a medios locales que mantuvo encuentros con Martorelli: «Charlamos sobre el futuro de una porción de lo […]

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Chubut busca activar áreas marginales con potencial de recursos para generar empleo

La superficie inexplotada con potencial de recursos hidrocarburíferos en Chubut es similar a la que está en actividad y si bien no se espera un alto potencial, la reactivación de proyectos de baja escala podría sumar entre 200 y 600 puestos de trabajo. Las modificaciones normativas que impulsa el gobierno de Chubut, independientemente del debate político que habrá esta semana en Legislatura, apuntan a facilitar el desarrollo de yacimientos que hoy no tienen producción. No podría hablarse de un alto potencial, pero sí de la expectativa de sumar actividad en bloques geológicos que en el pasado tuvieron algún tipo de […]

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Santa Cruz se endurece: “operadora que no invierta, se tendrá que ir”

El Sindicato de Petroleros Privados de Santa Cruz advirtió que no tolerará que las empresas no inviertan en la provincia. “Si no lo hacen ahora, ¿cuándo lo van a hacer?”, sostuvo Rafael Güenchenen. Santa Cruz busca relanzar su industria hidrocarburífera. La provincia logró un histórico acuerdo con YPF para volver a contar con una serie de yacimientos donde la empresa de mayoría estatal no mantenía actividad. El convenio fue celebrado por las autoridades del Gobierno provincial y el Sindicato de Petroleros Privados y marcó el inicio de una política energética. El mensaje es claro: las empresas que no inviertan no […]

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

Los 10 mandatarios de la Ofephi enviaron al ministro de Interior una propuesta de Ley de Hidrocarburos que incluye cambios en un artículo clave de la reforma que se discute en el Congreso. Paradójicamente, la posición de las provincias entró en tensión con la de los productores de hidrocarburos y quedó alineada con la visión de algunas refinadoras. Pese a todo, la Casa Rosada desestimó el texto enviado por los gobernadores petroleros y afina la versión final del artículo que establecerá cuál será de ahora en más el principio rector que regirá la comercialización local e internacional de petróleo y […]

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Cambios en la Ley Ómnibus: YPF no se privatiza

Dentro de las reformas y modificaciones que el Gobierno acordó con otras fuerzas políticas en el contenido del proyecto de la Ley Ómnibus, una de las más destacadas es que la petrolera YPF fue excluida de la lista de empresas que el megaproyecto enumera como pasibles de privatización, por lo tanto seguirá siendo pública. Además, ARSATBanco Nación y Nucleoeléctrica solo podrán ser sociedades mixtas.

En el capítulo II del proyecto original presentado en diciembre del año pasado —vinculado a la privatización de las compañías estatales y las sociedades en las que el Estado argentino tiene control total o mayoritario— había 41 empresas “en vidriera” dentro de las que se encontraba Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.A (YPF).

Para estas compañías, el Poder Ejecutivo tendrá la facultad de “enajenarse de las participaciones accionarias o de capital del Estado y/o sus entidades en toda empresa privada”. Sin embargo, en los cambios introducidos hoy en el proyecto, YPF ya no forma parte de esta lista, que ahora cuenta con 40 sociedades del Estado privatizables.

De esta forma, otras estatales importantes continúan en la nómina y sin ningún tipo de restricción o límite para su privatización, como Aerolíneas ArgentinasAySATélamCorreo ArgentinoTV PúblicaTrenes Argentinos o Fabricaciones Militares.

Banco Nación, ARSAT y Nucleoeléctrica: sociedades mixtas

A la par, en las nuevas modificaciones se estableció que en el caso del Banco Nación, la empresa de telecomunicaciones y satélites espaciales ARSAT y la compañía generadora de energía eléctrica Nucleoeléctrica –que opera las centrales nucleares de Embalse y Atucha I y II–, el Estado sólo podrá realizar una “privatización parcial, debiendo mantener el control de la empresa”.

El documento ahora expresa: “Las empresas y sociedades listadas en el ANEXO II solo podrán ser privatizadas parcialmente, debiendo el Estado Nacional mantener la participación mayoritaria en el capital o en la formación de las decisiones societarias”.

En detalle, también se eliminó el artículo 9 de la norma original y se amplió la redacción actual del artículo 35 de la Ley N° 24.804, con el fin de mantener el poder de veto en algunas decisiones de Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima. Se requerirá ineludiblemente su voto afirmativo para la toma de decisiones que signifiquen:

La ampliación de capacidad de una central de generación nucleoeléctrica existente y/o la construcción de una nueva.

La salida de servicio por motivos no técnicos, ya sea temporal o definitiva, de una central de generación nucleoeléctrica.

La incorporación de accionistas en la Sociedad que le otorguen el control en los términos del art. 33 de la Ley N° 19.550 de Sociedades Comerciales.

Además, se incorporó expresamente la participación de la Comisión Bicameral de Privatizaciones de la Ley N 23.696 para el seguimiento de los trámites vinculados a las privatizaciones que quedan habilitadas para el Ejecutivo con la Ley Ómnibus.

Y por último, también se eliminó el artículo 11 del proyecto, y de esta forma se mantiene la obligación del Estado de tener una acción con derecho a veto para las decisiones que impliquen el cierre de la actividad.

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Cobre en San Juan: la minería del futuro usará 70% menos de agua

Dos proyectos prueban un sistema de extracción con menos impacto ambiental y más rentable. Un área hídrica clave. Los dos proyectos que apuntan a un sistema con menos uso de agua se encuentran en la cuenca del Río San Juan, el más caudaloso de la provincia. Altar, el proyecto en exploración de cobre que se encuentra en Calingasta, anunció esta semana que trabajará con Nuton, la empresa de tecnología que depende de Rio Tinto, una de las mineras más grandes del mundo. Las dos compañías empezarán a hacer ensayos para ver si un nuevo sistema de extracción de cobre que […]

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Latinoamérica necesita 1,7 billones de euros para triplicar la generación renovable y cumplir con los objetivos a 2050

Latinoamérica requiere 1,7 billones de euros para triplicar su capacidad de generación eléctrica, principalmente con energía eólica y solar, para cumplir con las metas de cero emisiones netas para 2050.

Así lo estimó la Organización Latinoamericana de la Energía (Olade) en su Panorama Energético América Latina y el Caribe 2023, presentado este viernes con las proyecciones en materia energética para la mitad del siglo XXI y la “descarbonización” de su matriz.

Ese proceso se ha denominado de “electrificación de la materia energética”, de modo que la electricidad pase de tener una participación del 19 % al 36 % dentro de la matriz energética de la región, a través de multiplicar por tres la capacidad de generación eléctrica y pasar de 500 a 1.500 gigavatios instalados.

En ese transcurso, la participación de la energía eólica y solar en la generación eléctrica debería incrementarse del 14 % actual al 50 %, mientras que la energía hidroeléctrica, que actualmente es la primera fuente de generación en la región, pasaría del 42 % al 26 %, y el hidrógeno verde, que ahora es prácticamente nulo, pasaría al 2 %.

“Esa necesidad de inversión que tiene la región para cumplir sus objetivos debe tomar mucho la atención de quienes tienen a su cargo la política pública, la normativa y la regulación”, advirtió el director de Estudios, Proyectos e Información, Medardo Cadena.

“Porque atraer la inversión, fundamentalmente privada, a los volúmenes que estamos hablando, requiere reglas sumamente claras que den la tranquilidad suficiente para que puedan traer los capitales a la región”, agregó.

Dos caminos contrapuestos

Cadena reseñó que si Latinoamérica y el Caribe mantiene la misma tendencia sus emisiones de gases de efecto invernadero se incrementarán en un 54 %, mientras que si hace estas inversiones y promueve la eficiencia energética las reduciría en un 47 % para 2050.

En ese sentido, reiteró que el hidrógeno verde se convertirá “en un vector energético muy importante para la región”, después de que catorce de los veintisiete países que conforman la Olade suscribieran el año pasado un acuerdo para crear una certificación internacional.

“El hidrógeno verde llegará al 2050 con una producción de 188 millones de toneladas equivalentes de petróleo, que se utilizaría fundamentalmente en transporte (33 %), exportación a otros países, generación eléctrica y uso industrial”, explicó.

“Para producir ese volumen de hidrógeno verde, necesitamos una capacidad importante de generación que aproximadamente equivale a la capacidad instalada actualmente en toda la región”, añadió.

Eólica y solar avanzan en Latinoamérica

De su lado, el director ejecutivo de la Olade, el chileno Andrés Rebolledo, destacó que en los últimos años la participación de la energía eólica y solar se ha doblado en los últimos cinco años en América Latina y el Caribe hasta alcanzar el 13 %.

“Es la región más verde del mundo”, mencionó Rebolledo al recordar que Latinoamérica se destaca por tener un 31 % de fuentes renovables en su matriz energética, por encima del 14 % del promedio mundial.

El exministro de Energía de Chile señaló que en 2022 la oferta de energía se incrementó en un 3 % respecto al año anterior con 6.697 millones de barriles equivalentes de petróleo, mientras que el consumo subió un 7,3 % en el mismo periodo.

En generación eléctrica, las energías renovables crecieron un 13 %, y el 95 % de la nueva capacidad instalada fue renovable, de un total de 20 gigavatios.

Sin embargo, Rebolledo recordó que hay alertas sobre la eficiencia energética, donde la región ha retrocedido después de la pandemia, y sobre la cobertura del suministro eléctrico, que abarca al 97,54 % de la población, pero todavía hay 16,2 millones de personas que no tienen acceso a la electricidad.

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Iveco acuerda la venta de 400 autobuses eléctricos a Roma

Iveco acaba de conseguir su mayor contrato de autobuses eléctricos hasta la fecha, vendiendo más de 400 autobuses urbanos eléctricos de batería y un contrato de servicio de 10 años a la ciudad de Roma.

Iveco suministrará 411 vehículos eléctricos de batería a ATAC S.p.A. | Azienda per la mobilità, la empresa de transporte público de Roma. El acuerdo de 300 millones de euros incluye el precio de compra de los autobuses -una mezcla de modelos de 12 y 18 metros-, así como un plan de mantenimiento completo de 10 años para cada autobús.

“Estamos muy orgullosos de contribuir de forma decisiva a la transición de Roma hacia una movilidad más ecológica y eficiente”, declaró Domenico Nucera, Presidente de la Unidad de Negocio de Autobuses del Grupo Iveco. “Nuestra oferta cada vez más fuerte en el campo del transporte eléctrico de pasajeros está siendo reconocida en todo el mercado italiano, y también a nivel internacional, lo que confirma nuestra posición como socio líder. Extender esto a la capital de Italia, la ‘Ciudad Eterna’, es una forma adecuada de comenzar 2024, después de cerrar un año muy satisfactorio en términos de pedidos para Iveco Bus.”

El autobús Iveco E-way se presentó por primera vez en Busway en 2019 y sorprendió a la prensa recorriendo 527 km con una sola carga. Más que suficiente, en otras palabras, para transportar durante un día a turistas y viajeros por toda la capital italiana.

El acuerdo con Roma es el mayor de Iveco, superando la venta de 150 autobuses eléctricos a Busitalia a principios del año pasado.

“Este acuerdo confirma nuestra posición como líder en soluciones de movilidad totalmente eléctrica y demuestra que somos el socio ideal para los operadores de transporte en la prestación de servicios de movilidad sin emisiones”, dijo Nucera. “Estamos orgullosos de apoyar a Busitalia para que el transporte público en Italia sea aún más sostenible”

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Salta participó en la reunión de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos

Miembros de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI) se congregaron en Buenos Aires, para revisar modificaciones al proyecto de la «Ley Ómnibus» que afecta a la Ley de Hidrocarburos. La secretaria de Minería y Energía Romina Sassarini participó en un encuentro, cuyo eje fue proponer modificaciones en la «Ley Ómnibus», enviada por el Poder Ejecutivo al Congreso de la Nación. Los representantes Salta, Santa Cruz, Chubut, Neuquén, Formosa, Mendoza, Río Negro, Tierra del Fuego, La Pampa y Jujuy, mediante un documento reafirmaron la defensa del dominio originario de las provincias sobre los recursos hidrocarburíferos en sus territorios, […]

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Derrame de petróleo en Bahía Blanca: levantan la suspensión a la empresa Oiltanking

El Ministerio de Ambiente de la Provincia levantó la clausura preventiva de las operaciones de la empresa Oiltanking Ebytem en la monoboya de Punta Cigüeña, donde la semana pasada se registró un segundo derrame de hidrocarburos.

“Ante la reparación de la avería que afectó la monoboya y la certificación por parte de la Secretaría de Energía de Nación y la Prefectura Naval, se ha levantado la suspensión de las operaciones que habían sido preventivamente clausuradas”, informó la cartera bonaerense en un comunicado.

Según detallaron, a las 20:30 de este sábado, el Ministerio de Ambiente de la Provincia recibió una comunicación de Oiltanking informando que completó la reparación de la avería que provocó el derrame detectado en la madrugada del miércoles pasado.

“Desde la Secretaría de Energía de la Nación y Prefectura Naval se ha certificado formalmente que no hay objeciones técnicas para la restitución de la operación”, agregaron.

Ambiente de la Provincia había suspendido las operaciones y solicitado a la Secretaría de Energía de la Nación, la autoridad competente en la habilitación de la empresa, que revise las condiciones de funcionamiento y certifique que sean aptas para volver operar.

“La empresa está intimada a implementar con suma celeridad el Plan de Remediación del patrimonio natural afectado por este suceso totalmente inédito de dos episodios consecutivos de derrame de hidrocarburos”, añadieron en el comunicado oficial. El primer derrame de petróleo se registró el 27 de diciembre. 

Y aseguraron que luego de la habilitación de las operaciones de Oiltanking, “el personal del Ministerio de Ambiente de la Provincia seguirá permanentemente en el sitio afectado tomando todas las medidas tendientes a garantizar la completa remediación y compensación por parte de la empresa”.

Por el derrame de diciembre, los Municipios de Bahía Blanca y Coronel Rosales presentaron una denuncia penal contra Oiltanking, asegurando que la empresa no comunicó a tiempo el inconveniente ni activó debidamente el Plan de Contingencias previsto para estos casos. Y luego del segundo evento, el jefe comunal bahiense dijo que ampliarán esa presentación judicial.

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

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Latorre se reunió con YPF y Aconcagua Energía y rescató una importante noticia para Mendoza

La ministra de Energía y Ambiente se reunió con las empresas hidrocarburíferas con el objetivo de revisar los planes de inversiones de estas petroleras en la provincia. Aconcagua Energía invertirá 200 millones de dólares en Mendoza. Acompañada por el director de Hidrocarburos, Estanislao Schilardi, Jimena Latorre mantuvo distintas reuniones en la provincia de Buenos Aires. En primer lugar se reunió con el presidente de YPF, Horacio Marín, y más tarde con el directorio de la empresa Aconcagua Energía. El objetivo de los encuentros fue hablar de las proyecciones y la planificación de las inversiones de estas petroleras en la Provincia […]

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Japón logró aterrizar su sonda en la Luna, pero sus paneles solares perdieron energía

El módulo Moon Sniper de Japón logró posarse en la Luna pasada la medianoche del sábado -hora japonesa- y estableció comunicación con sus operadores en Tierra, pero sus paneles solares dejaron de generar energía, informaron desde la Agencia de Exploración Aeroespacial de Japón (JAXA, por su siglas en inglés).

La sonda japonesa Smart Lander for Investigating Moon (SLIM) “se posó en la Luna a las 00.20” hora local del sábado (12.20 hora de la Argentina) y “se estableció contacto” con ella después del alunizaje, pero las “celdas de sus paneles no generan energía“, señaló JAXA en un comunicado, que consignó la agencia de noticias AFP.

“SLIM funciona con baterías a bordo. Los datos recabados en el alunizaje se almacenan en la nave y actualmente estamos trabajando para maximizar los resultados científicos, transmitiendo esos datos a Tierra”, indicó Hitoshi Kuninaka, un responsable de JAXA.

El módulo SLIM (Smart Lander for Investigating Moon), que orbitaba el satélite terrestre desde finales de diciembre, inició su descenso sobre medianoche a una velocidad de unos 1.700 metros por segundo.

El módulo no tripulado, de 2,4 metros de largo por 1,7 m de ancho y 2,7 m de altura, fue diseñado para alunizar con una precisión extrema, a menos de 100 metros del punto escogido, lo que le valió el apodo de “Moon Sniper” (“francotirador lunar”, en español).

Las naves enviadas a la luna suelen posarse a varios kilómetros del punto designado, lo que puede complicar sus misiones de exploración.

La sonda, equipada con una cámara, fue desarrollada por JAXA junto a la empresa de fabricación de juguetes Takara Tomy.

Japón se transformó en la quinta nación en lograr un alunizaje exitoso después de Estados Unidos, la extinta Unión Soviética, China e India.

Según se precisó, la particularidad de esta misión se centra en que el módulo de alunizaje japonés fue diseñado para hacerlo con una precisión sin precedentes y contiene una sonda rodante desarrollada por una empresa de juguetes.

La nave debe colocarse en un radio de cien metros respecto al punto de referencia fijado en la superficie del satélite, un margen mucho más estrecho de las zonas de aterrizaje habituales de varios kilómetros.

De este modo, Japón intenta recuperar protagonismo en el sector aeroespacial luego de dos misiones lunares y diversos lanzamientos de cohetes fallidos.

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El norte jujeño cuenta con nueva infraestructura de impulso a las energías limpias

El Gobierno de Jujuy celebró el pasado viernes la finalización de una nueva obra de infraestructura de impulso a las energías limpias, lo que determinó un cambio en la matriz energética que pasará a ser de fuente renovable en la localidad norteña de Susques y permitirá apagar los generadores a combustible que hasta el momento alimentaban con electricidad.

Se trata de una Estación Transformadora de Rebaje (ETR) construida en Susques, a través de la cual el poblado pasó a conectarse con una central híbrida térmica-fotovoltaica que fue puesta en marcha en 2021 en el paraje puneño de Piedra Negra.

“Luego de pruebas con la ETR concretada en 2023, Susques recibe energía desde la central híbrida Piedra Negra, de generación en gran parte solar-fotovoltaica”, informó este viernes el Gobierno provincial al celebrar lo que denominó como un “hito energético”.

El proyecto fue desarrollado por la Secretaría de Energía de la provincia, con el objetivo ambicioso de mejorar la red que provee al Sistema Aislado Provincial (SAP), que abastece a la región de la Puna jujeña.

“La construcción de una nueva Estación Transformadora de Rebaje constituye un nuevo hito que se suma a todo lo logrado. Mejora la calidad de vida, la seguridad, propiciando arraigo y el crecimiento de las comunidades”, resaltó al respecto Mario Pizarro, titular de la mencionada secretaría.

Agregó que la decisión de avanzar con el proyecto se basó en la necesidad de mejorar la infraestructura eléctrica en Susques, “una comunidad que ha experimentado desafíos en el suministro eléctrico en el pasado, y que vive un momento de gran crecimiento poblacional y económico”.

Amplió que en el poblado “la energía se proporcionaba a través de una Central Térmica, constituida por 4 equipos moto-generadores que operaban con combustible fósil, que anualmente era sometida a monitoreos ambientales de calidad de aire y ruido”.

“Si bien los valores siempre se encontraron entre los parámetros permitidos, esta central fue reemplazada, lo que significa una importante mejora de la calidad de vida en Susques, por el cuidado del ambiente y en materia de la seguridad energética”, completó Pizarro.

Desde el Gobierno jujeño se destacó finalmente que la Estación Transformadora de Rebaje, de 33 kilovoltio a 13,2 kilovoltio, implica “numerosos beneficios en el camino continuo de la provincia en materia de cambio de matriz energética”, entre ellos, “haber apagado los motores de la central térmica que funcionaba, eliminando una fuente de emisión de gases de efecto invernadero”.

Además, conlleva un “menor riesgo ambiental” para el poblado ubicado a unos 200 kilómetros de la capital provincial, ya que “se reducen al máximo las probabilidades de contingencias ambientales relacionadas con la manipulación de combustible”.

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La UNLP abre una nueva escuela técnica especializada Energía y Sustentabilidad

El Colegio Nacional de la Universidad Nacional de La Plata (UNLP) abrirá una escuela secundaria especializada Energía y Sustentabilidad con el objetivo de brindarle herramientas técnicas a jóvenes de barrios periféricos de la capital bonaerense para acercarlos mediante un oficio a una pronta salida laboral e impulsarlos a continuar estudios de grado.

La sede, ubicada en la localidad de Manuel B. Gonnet, se encuentra en su tramo final de construcción de cara al ciclo lectivo 2024 y tiene que ver con una propuesta que aspira a formar jóvenes con conocimiento y habilidades que les permitan aproximarse al mercado laboral vinculado con las energías y el desarrollo sustentable.

La vicedirectora del Colegio, Ana María García Munitis -quien impulsó el proyecto junto al decano de la Facultad de Ingeniería, Marcos Actis- explicó a la agencia de noticias Télam que “se trata de la primera escuela técnica de la UNLP” y especificó que “el anhelo es que después los estudiantes continúen su formación en las carreras de grado de nuestra universidad”.

Emplazado en las calles 495 entre 15 bis y Camino Centenario, el edificio de 700 metros cubiertos -en el que cursarán 200 estudiantes, que se suman a los 1.800 con que cuenta el colegio- tendrá tres aulas, dos gabinetes, un salón comedor, un depósito y oficinas administrativas.

Los alumnos que asistirán al nuevo edificio provienen de escuelas primarias de zonas vulnerables de la periferia de la capital como Gorina, El Peligro y Arturo Seguí.

“Entre los objetivos de la propuesta se destaca el de generar mano de obra calificada y un oficio, pensando en tener inserción en el desarrollo local y en la comunidad para mejorar su entorno”, describió la profesora y subrayó que también se busca “que sea la puerta de entrada a continuar estudiando en la Universidad”.

“Apostamos a que vean que pueden acceder a carreras de grado, que la UNLP los está esperando, que los va a recibir y acompañar”, señaló.

Así, los jóvenes cursarán a lo largo de siete años con docentes tradicionales y de la Facultad de Ingeniería, y egresarán con el título de Técnico dado que se formarán en la producción de energías renovables y la gestión y política energética.

“Los futuros graduados podrán participar en diseños de proyectos y campañas sociocomunitarios e interinstitucionales de su localidad, orientados a contribuir al desarrollo sostenible en lo que hace al uso racional y eficiente de las energías”, describió Munitis.

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Derrame de petróleo en la Ría de Bahía Blanca: la Provincia de Buenos Aires suspende las operaciones de la empresa Oiltanking

El 17 de enero se detectó un derrame de hidrocarburos en la Ría de Bahía Blanca, próximo al Puerto de Coronel Rosales, debido a la pérdida de una monoboya de la Empresa Oiltanking Ebytem S.A. Este evento tiene como precedente un derrame ocurrido el 26 de diciembre por otra monoboya de la misma empresa. Desde el Ministerio de Ambiente de la Provincia Buenos Aires se suspendió preventivamente la operatoria de la Oiltanking y se solicitó de manera urgente que la Secretaría de Energía de Nación, el organismo habilitante de la actividad de la empresa, revise la operatoria y asegure que […]

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El Gobierno extendió la concesión de las represas hidroeléctricas del Comahue

El gobierno nacional extendió por 60 días la concesión de las represas hidroeléctricas en la zona del Comahue, entre Neuquén y Río Negro, que vencían ayer. Ese plazo será parte del “período de transición” decidido por las autoridades, el cual podría extenderse durante un año para ser revertidas al Estado Nacional o licitadas nuevamente, a pesar del pedido de las provincias por una participación tripartita.

La decisión se conoce luego del guiño que envió el pasado lunes al presidente Javier Milei la empresa Italiana Enel sobre la posibilidad de mantener sus operaciones en Argentina, en donde controla las centrales de El Chocón y Arroyito.

La medida fue oficializada a través de la resolución 2/2024 que emitió la Secretaría de Energía a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo. Desde allí se prorrogó el período de transición desde el 19 de enero y por 60 días corridos, conforme lo dispuesto en el artículo 67.1 de cada uno de los contratos de las centrales hidroeléctricas Alicurá que opera AES Argentina, El Chocón Arroyito (Enel) y Cerros Colorados de Aconcagua Energía.

La decisión de Energía se conoce luego de que el CEO global de Enel, Flavio Cattaneo, transmitiera este lunes al presidente Milei la posibilidad de que la firma desista de salir del país a través de la venta de Edesur, a la espera de la finalización de las concesiones de las represas. Aunque existe la posibilidad de que las extensiones de las concesiones sean por al menos 12 meses. La compañía se mostró conforme con el proceso de desregulación y liberalización del sector energético que lleva adelante el Gobierno de La Libertad Avanza.

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Puebla abrió convocatoria para su Programa de Incentivos Verdes

Ante la demanda de energía que enfrenta México, las instalaciones de generación distribuida a nivel comercial e industrial se vuelven un gran aliado en los diversos estados del país.

Bajo esta premisa, la Agencia de Energía del Estado de Puebla ha lanzado una nueva iniciativa, el “Programa de Incentivos a la Generación Distribuida y Eficiencia Energética 2024”, destinado a promover el uso sostenible de la energía entre las Micro, Pequeñas y Medianas Empresas (MiPyMEs) de la región. 

La iniciativa busca facilitar el acceso a la tecnología solar, específicamente a través de la adquisición de sistemas fotovoltaicos, permitiendo así a las empresas locales reducir significativamente sus gastos en energía eléctrica.

Objetivos centrales 

El núcleo del programa se articula en torno a dos objetivos primordiales:

Ahorro sustancial en energía: proporcionar a las MiPyMEs de Puebla la oportunidad de disminuir sus costos operativos mediante la reducción del consumo energético.
Promoción de energías renovables: incentivar la adopción de energías limpias en el sector empresarial, alineándose así con las tendencias globales de sostenibilidad y cuidado ambiental.

Participación y beneficios

Para involucrarse en esta iniciativa, las empresas interesadas deben estar atentas a los siguientes puntos clave:

Cobertura Amplia: el programa está abierto a todas las MiPyMEs ubicadas en cualquiera de los 217 municipios de Puebla.
Financiamiento robusto: con un fondo de hasta 6 millones de pesos provistos por el Fideicomiso para el Desarrollo Energético Sustentable del Estado de Puebla, el programa está bien equipado para apoyar a una gran cantidad de empresas.
Registro accesible: las empresas pueden registrar su interés de manera presencial o en línea (hacer click aquí), asegurando un proceso inclusivo y accesible para todos.

En conversaciones con Energía Estratégica, Gabriela Carvajal Rubilar, encargada de la Dirección General de la Agencia de Energía del Estado de Puebla, destaca: «A través del Programa de Incentivos Verdes, buscamos continuar apoyando a la consolidación de las MiPyMEs poblanas. Les otorgamos un subsidio económico para que instalen sistemas fotovoltaicos en sus negocios, y de esta manera, además de transitar al uso de energías renovables, disminuyen más del 90% sus pagos por concepto de energía eléctrica».

Y agrega: «Es un programa muy noble, con el cual se favorece a la economía de las familias, de las empresas poblanas y al medio ambiente. Con la suma de éste y otros esfuerzos, esta administración, encabezada por el Gobernador Sergio Salomón, ha contribuido con más del 12% del total de capacidad instalada reportada en el estado al primer semestre del 2023″.

Proceso de registro y plazos

El registro para el programa ya está abierto y se mantendrá así hasta el 15 de marzo de 2024, o hasta que se agoten los fondos disponibles. 

Las empresas pueden optar por registrarse en línea o personalmente en las oficinas de la Agencia de Energía de Puebla (Boulevard Atlixcáyotl 1101 Colonia Concepción las Lajas CIS edificio norte 3er piso).

Selección y notificación

Los proyectos serán evaluados meticulosamente, y aquellos que sean seleccionados para recibir apoyo serán notificados vía correo electrónico. 

La asignación de fondos se hará con transparencia y en base a la viabilidad y el impacto potencial de cada proyecto en términos de ahorro energético y beneficio ambiental.

Este programa representa una oportunidad única para las MiPyMEs de Puebla de avanzar hacia un futuro más verde y económicamente sostenible. 

La adopción de energías renovables no solo es un paso hacia la reducción de la huella de carbono, sino también una estrategia inteligente para mejorar la competitividad y la resiliencia de las empresas locales en el mercado global.

 

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Mula: “En 2024 deberían confirmarse las inversiones de cuatro proyectos de hidrógeno verde”

Uruguay se posiciona como uno de los mercados más desarrollados de la región en transición energética: en el 2023 un 88,5% del total de energía generada en el país provino de fuentes renovables, según un registro de la Administración del Mercado Eléctrico (ADME).

Desde el sector energético tienen expectativas para este año y esperan una tendencia de crecimiento, sobre todo para lo que respecta al mercado del hidrógeno verde (H2V).

Marcelo Mula, presidente de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER), conversó con Energía Estratégica y aseguró que “en 2024 deberían confirmarse las inversiones de cuatro proyectos de hidrógeno verde”. 

“Los proyectos que están sobre la mesa involucran casi 2,5 GW de nueva  potencia renovable en los próximos años. Uno de 2 GW y otros tres de menor capacidad. Hay posibilidad real de que haya un aumento de energías limpias, lo que genera expectativas en el sector de hidrógeno”, agregó.

El avance de estos emprendimientos van en línea con la actualización de la Hoja de Ruta de Hidrógeno Verde llevada a cabo a finales del 2023, en la que se proyecta que hacia el 2024 la producción del H2V podría acercarse a un millón de toneladas y que, para lograrlo, se requerirá de 18 GW de capacidad renovable y de 9 GW de electrolizadores.

Contexto político

Por otro lado, el presidente de AUDER hizo hincapié en el contexto político, teniendo en cuenta que el 30 de junio hay elecciones internas donde se elegirán los candidatos presidenciales para las generales del 27 de octubre, y afirmó que “hay un objetivo de promover un acuerdo a nivel político multipartidario para que las políticas energéticas tengan una base sólida, largo placista y que esté exenta de los partidos”.

“Vamos a insistir en promover instancias de debate y discusión para lograr compromisos políticos para que el nuevo gobierno que asuma le dé continuidad a las políticas energéticas”, agregó Mula, teniendo en cuenta que las principales fuerzas, Partido Nacional y Frente Amplio, tienen posibilidades de llegar al gobierno.

Bajo ese mismo marco, enfatizó en la necesidad de actualizar la normativa de generación distribuida, ya que es el sector renovable que menos desarrollo tuvo en el país durante el último tiempo.

“Vemos una oportunidad para renovar el marco regulatorio para que las empresas y la gente pueda empezar a instalar más. Hay que incorporar Storage a nivel industrial, ya que es un área que no se ha desarrollado mucho en Uruguay”, comentó Mula.

En relación al panorama del sector para este año, una de las expectativas es que se concrete el anuncio de UTE de licitaciones para incorporar 100 MW más de energía solar. Del total 25 MW se instalarán en Punta del Tigre (San José), en terrenos de UTE, mientras que durante el primer trimestre del se abrirá una licitación para un parque de 75 MW en Cerro Largo.

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Critican la ausencia del hidrógeno verde dentro del proyecto de Ley Ómnibus

La Cámara de Diputados de Argentina continúa con la Plenaria sobre el proyecto de “Ley Ómnibus”, denominado oficialmente “de Bases y Puntos de Partida para La Libertad de los Argentinos”, en honor al célebre texto de Juan Bautista Alberdi. 

Tras la presentación de Eduardo Rodríguez Chirillo, secretario de Energía de la Nación, en la que anticipó giros en la política energética argentina, uno de los principales puntos abordados fue el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). 

El mismo estaría destinado para proyectos nuevos o ampliaciones de existentes con “incentivos, certidumbre, seguridad jurídica y protección eficiente” de manera que, durante un plazo determinado, “adelante” temporalmente, y solo para grandes inversiones, las condiciones macroeconómicas de inversión que Argentina tiene por objetivo alcanzar para todos en el tiempo. 

Incluso, el sector energético considera positiva tal herramienta que prevé el proyecto de Ley Ómnibus, pero Ismael Retuerto, secretario de la Asociación Transición Energética Sostenible, puso la mirada en el rol del hidrógeno verde dentro del espectro del régimen. 

“En la medida que exista un control eficiente por parte del organismo de contralor, se podrá obtener un instrumento eficaz para el desarrollo industrial y tecnológico de hidrógeno renovable, que es el más importante y por lo cual propiciamos la aprobación de ese régimen”, señaló.

“No obstante, vemos con preocupación que el aprovechamiento de este vector no haya sido incluido en la grilla de temas centrales de la energía como política de futuro”, subrayó durante su participación en la Plenaria.

Es por ello que planteó la “imperiosa necesidad” de que todos los niveles de gobierno, instituciones intermedias, empresas privadas, sectores de la academia y la investigación aplicada, tengan en cuenta acciones sostenibles en el tiempo y conformen un núcleo coordinado dentro de una estrategia de largo plazo que defina al H2V como una “herramienta esencial” para afrontar los desafíos de la descarbonización de la economía.

Si bien Argentina ya cuenta con con la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno (publicada en septiembre del 2023) por la que se proyecta la instalación 30 GW de capacidad de electrólisis y 55 GW de renovables, el país no cuenta con un marco regulatorio vigente para tal vector energético.

¿Por qué? A pesar que el país sancionó la Ley N° 26123/2006, la misma no se reglamentó y tras una década y media perdió vigencia en el 2022, mientras que el proyecto de ley de H2 de bajas emisiones que propulsó la gestión de Alberto Fernández no sólo tuvo demora para ser presentado ante el Poder Legislativo, sino que ni siquiera logró tratamiento legislativo y todo parece indicar que tampoco lo tendrá, o al menos no bajo la nómina actual. 

“El hidrógeno no puede estar ausente de los grandes temas energéticos en la actualidad. No podemos aceptar que esto sea una muestra de la importancia que el Parlamento dé al tema. “Hay más de 2 proyectos de ley en estado parlamentario, el que se lleve adelante debe contener una eficaz acción prioritaria en favor del H2V, el único que el mundo demandará a lo largo de las próximas décadas”, insistió Retuerto.   

“Con ello las inversiones podrían impulsarse progresivamente y serán el resultado de una estrategia inteligente que atraiga radicaciones industriales a través de consorcios productivos con tecnología de punta que pueda abastecer con productos fabricados en Argentina al mercado europeo y asiático”, resaltó.

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Davos 2024: Brasil remarcó la necesidad de acelerar la transición energética

Los Ministerios de Medio Ambiente y de Minas y Energía de Brasil, liderados por Marina Silva y Alexandre Silveira, respectivamente, participaron de la Reunión Anual del Foro Económico Mundial, realizado la semana pasada en la ciudad de Davos, Suiza.

Durante su participación en distintos debates hicieron hincapié en la importancia de cumplir con los compromisos ambientales asumidos por el país, principalmente el Acuerdo de París y el reciente firmado en la 28° Conferencia de las Partes (COP 28), en reducir el uso de combustibles fósiles y acelerar la participación de las renovables en la matriz energética mundial. 

“En este primer año de gobierno, podemos ver que la política ambiental se está volviendo transversal. Brasil es cada vez más un lugar seguro para las inversiones, con reforma tributaria, capacidad de gestión y una democracia estabilizada”, destacó Silva al momento de marcar la necesidad de recursos para inversiones en mitigación y adaptación al cambio climático en el país.

“En la COP 28 afirmamos la transición hacia la eliminación de combustibles fósiles y la búsqueda de soluciones precisas. Sabemos que el problema principal del cambio climático reside en los fósiles, por lo tanto necesitamos la transición para englobar y abarcar a los productores y consumidores de petróleo, al tiempo que garantizamos seguridad alimentaria y un progreso social”, aclaró.

Y de acuerdo al ministro de Minas y Energía, la gran participación de las energías renovables dentro de la matriz eléctrica brasileña, con más del 85% entre centrales hidroeléctricas (109,9 GW), solares (35,7 GW), eólicas (27,6 GW) y bioenergéticas (16,9 GW) refuerzan las condiciones favorables del país para recibir nuevas inversiones y que las industrias produzcan – y exporten productos verdes y sustentables. 

“Brasil está implementando políticas públicas para valorar la economía verde. Fuera de la sostenibilidad no hay salvación para la economía. Para lograrlo utilizamos todo nuestro potencial y nuestras inversiones”, subrayó Silveira.

“La transición energética ya no es una discusión ideológica o académica, todos convergen en comprender su importancia para la preservación del planeta. Pero tiene otro vector claro que es el vector económico, es la nueva economía de la sociedad, que es la economía verde”, agregó.

Pero a raíz de los resultados y políticas públicas ya tomadas y aquellas a implementar, como por ejemplo el programa Programa de Aceleración del Crecimiento por el que se destinarán más de R$ 73 mil millones en nuevos parques renovables, el titular de la cartera energética señaló que “dan autoridad” al país para exigir un mayor compromiso de los países industrializados con la transición energética de las naciones en desarrollo. 

Y cabe recordar que Brasil tiene la presidencia pro-témpore del G20 y que con ello se pretende buscar mecanismos internacionales de diálogo para acelerar la transición energética y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

“No sirve que un país avance con más fuerza y más rápido si no contamos con un instrumento que pueda poner en valor el tema. Y la herramienta más concreta son los créditos de carbono internacionales. Si podemos reducir las emisiones de CO2, aceleraremos mucho la transición y ésta será justa, inclusiva y más rápida en el mundo”, afirmó Silveira.

“El financiamiento de programas estratégicos es crucial, pero también debemos crear mercados para estos productos. Debemos diversificar la economía, darle valor a la biodiversidad y gestionar los recursos para desarrollar nuevas estrategias. Es decir, necesitamos recursos públicos y financiamiento privado, todo el sistema necesita reinventarse para poder considerar la necesidad de apoyar a los recursos medioambientales y las decisiones estratégicas”, complementó la ministra de Medio Ambiente de Brasil. 

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Las subastas de Derivex ganan lugar tras la disparada de precios de la bolsa de energía

El pasado 17 de enero se celebró la última subasta de Derivex. Para los vencimientos convocados se obtuvo una participación de 6 agentes del MEM distribuidos de la siguiente forma: 2 generadores; 2 comercializadores regulado; y 2 comercializadores no regulado, informó la compañía

Por parte del BID (compra), participaron 4 agentes con 255,96GWh, en OFFER (venta) participaron 4 agentes con un total de 187,56GWh.

Se presentaron adjudicaciones al cierre de la subasta en 30 contratos del bloque anual 2025 para un total de 129,6GWh y se actualiza el precio de traslado a 420 $/KWh para los meses de ene-dic 2025, los precios de referencia para traslado al mercado de los demás vencimientos se mantienen con respecto a la anterior convocatoria.

En una entrevista para Energía Estratégica, Juan Carlos Tellez, Gerente General de Derivex, destaca la diferencia de los precios de la bolsa de energía respecto a las coberturas que se están celebrando en su plataforma, y cuenta los próximos pasos que dará la compañía.

¿Qué balance hace de las subastas que ha lanzado Derivex hasta el momento?

Cumplimos ya un año de la implementación del primer Mercado Anónimo Estandarizado (MAE) en Colombia, que permite el traslado directo de las coberturas con futuros de energía a la tarifa de usuarios regulados gracias a la Resolución CREG 101 020 de 2022.

Iniciamos con 10 agentes del Mercado de Energía Mayorista (MEM) y al fecha ya hay inscritos 25 agentes.

Se realizaron coberturas en Derivex para el año 2023 a precios de $ 348 kWh en promedio a través de las Convocatorias de Subastas programadas que se realizan todos los miércoles.

Teniendo en cuenta los altos precios en la bolsa de energía reportado por XM, cuyo promedio para el año 2023 fue más de $ 558 kWh, y considerando precios de más de  $1.025 kWh como fue el del mes de octubre, comparado con las coberturas en Derivex a precios de $ 348 kWh podemos concluir que fueron bastante eficientes: beneficiaron al usuario regulado y protegieron a los Generadores y Comercializadores del riesgo de contraparte y de los riesgos financieros asociados a la contratación.

¿Cuántos contratos se han celebrado hasta el momento, por cuánta energía?

Desde el inicio del MAE en Derivex hasta el cierre del año 2023 se han celebraron 762 contratos que representan 274,33 GWh en periodos de los años 2023, 2024 y 2025, de los cuales 209,88 GWh son para mercado regulado y 64.45 GWh para el mercado no regulado.

¿Qué rol están ocupando las energías renovables en esa contratación?

Algunos agentes, especialmente generadores, han podido gestionar el riesgo del incumplimiento de proyectos de energías renovables (FNCER) a través de los futuros financieros de energía en Derivex, no obstante su participación ha sido baja.

Por otra parte, está a disposición del mercado contratos futuros de bloques horarios para coberturas en las franjas de las 00 horas – 07:00 horas, otra de las 07:00 horas – 17:00 horas y de las 17:00 horas – 24:00 horas. En la medida en que el mercado manifieste mayor interés por este tipo de productos se podrán realizar Convocatorias de franjas horarias para traslado al mercado regulado.

¿Qué esperan para la subasta que se realizará el día de hoy?

Un excelente inicio de año, en la Convocatoria de Subasta de hoy, participaron 6 agentes del Mercado de Energía Mayorista y se llevaron a cabo coberturas para el año 2025 en 360 contratos, equivalente a 129,6 GWh a un precio de $ 420 kWh, por otra parte, en la sesión de negación de registro se llevo a cabo una cobertura para el segundo semestre de 2024 por un  total de 180 contratos equivalente a 64,8 Gwh a un precio de $385 kWh.

Con esto logramos en un día la negociación más grande en la historia del Mercado de Futuros de energía de Colombia.

Es muy importante aclarar que estos precios son fijos y no tienen ninguna indexación al IPP (Índice de Precios al Productor) lo que da seguridad y tranquilidad a las Comercializadoras del precio de traslado a sus usuarios.

¿Qué ventajas está generando para los consumidores este tipo de contratación?

Este mecanismo fomenta la competencia en un ambiente anónimo, transparente y seguro, lo que resulta en coberturas a precios más eficientes como se ha podido demostrar, beneficiando al usuario regulado.

Los comercializadores no tiene el riesgo de discriminación al participar en las subastas, pueden hacer una contra oferta de precios y los que se cubrieron anticipadamente a precios bajos lograron cubrir ampliamente las garantías requeridas ya que los contratos se liquidan a precios de bolsa y como sabemos el año pasado se presentaron precios muy altos en bolsa.

Por otra parte, los generadores no tiene el riesgo financiero de incumplimiento de contraparte gracias a los anillos de seguridad de la Cámara de Riesgo Central de Contraparte que compensa y liquida los contratos futuros que se negocian en Derivex, y ambos (Generadores y Comercializadoras) encuentran en Derivex un mercado continuo donde todos los días es posible encontrar oportunidades de contratación y comercialización de energía eléctrica en contratos financieros.

¿Se esperan novedades para el régimen de subastas?

Para el año 2024 están programas las Convocarías de Subastas para formación de precios con destino al mercado regulado los días miércoles, sobre los contratos mensuales del año 2024 y bloques anuales del año 2025 hasta el año 2029, sin embargo todos los días hábiles es posible hacer contrataciones.

El cronograma de las Convocatorias es flexible y se podrá ajustar a las necesidades del mercado y de los agentes inscritos. El Cronograma y toda la información relevante del Mercado de Futuros de Energía lo pueden consultar en nuestra página web. 

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LORD Construction Group lidera la construcción de proyectos renovables utility scale en Puerto Rico

LORD Construction Group se ha posicionado como líder indiscutible en la construcción de proyectos renovables utility scale en el mercado puertorriqueño.  

Con más de un siglo de experiencia global desde su establecimiento en Boston en 1895 y una trayectoria que se remonta a 65 años de actividad en Puerto Rico, LORD Construction Group se ha enfocado en la última década a fortalecer su presencia como epecista destacado para centrales de tecnología solar fotovoltaica. 

«Nos enorgullece ser la compañía que más energía renovable utility scale ha construido en Puerto Rico», expresó Diego Cabrera, vicepresidente de LORD Construction Group

Con cerca de 200 megavatios ya trabajados en la isla, la empresa se propone duplicar ese número en los próximos 24 meses, estableciendo un ambicioso plan que responde a la creciente demanda de energía renovable en Puerto Rico.

“Ya hemos sido partícipes en tres de las obras más importantes en Puerto Rico: un proyecto en el este de 40 MW, otro en el noroeste de 60 MW y otro en el sur de 90 MW”, puntualizó el vicepresidente de LORD Construction Group

Uno de los hitos más significativos en esta cartera de LORD Construction Group es la obra de 90 MW en el proyecto Ciro One Salinas, que representa la construcción más grande de la compañía en el Caribe. Con un 80% de avance, se espera que el proyecto esté completamente terminado para finales del año 2024. Pero aquello no sería todo. La empresa prevé avanzar en la construcción de nuevos proyectos.

Con miras al futuro, LORD Construction Group aspira a mantener su posición como líder en la construcción de obras de energías renovables en Puerto Rico 

“Cuando logremos estar por encima de los 400 MW, esperamos entrar en un son de 200 MW a 400 MW anuales”, proyectó Diego Cabrera, vicepresidente de LORD Construction Group

Aquello podría lograrse tras las expectativas generadas por el avance del Proceso de solicitudes de propuestas (RFP) para proyectos de energías renovables y almacenamiento que impulsa Puerto Rico. 

“Además del proyecto de 90 MW, nosotros estamos a punto de comenzar otros tres junto a Ciro Group. Sumado a aquello, tendremos otros tres proyectos que participaron del RFP tranche 1, que están desarrollándose y que estamos próximos a firmar con los clientes”, aseguró Diego Cabrera. 

«Los tranches nos han dado la oportunidad de proyectar mucho trabajo y de tener una visión de cómo se desarrollará el mercado en los próximos 5 a 10 años», expresó. Esta visión a largo plazo ha llevado a LORD Construction Group a realizar inversiones significativas en nuevas tecnologías y a fortalecer su posición como líder del mercado local.

Actualmente, la empresa cuenta con más de 10 equipos dedicados exclusivamente a la construcción de proyectos renovables utility scale, marcando un cambio notable en la percepción de estas iniciativas en Puerto Rico.

La capacidad de LORD Construction Group para abordar el desafío del workforce se ha convertido en un componente crucial de su éxito. Implementando sistemas y procesos optimizados para la contratación y capacitación de personal, la empresa ha logrado superar obstáculos en la disponibilidad de recursos humanos. A modo de ejemplo, Cabrera compartió la experiencia positiva en el proyecto Ciro One, donde el equipo creció de 50 a 350 empleados en tan solo un mes gracias a la implementación de estos procesos eficientes. Pero la empresa aspira no sólo a la cantidad sino también a la calidad.

Diego Cabrera destacó la importancia de la inversión en equipo especializado y el entrenamiento de los empleados para enfrentar los retos del futuro de manera efectiva. Por ello, LORD Construction Group ha dedicado tiempo y recursos considerables al desarrollo educativo de sus empleados a través de una división especial de la empresa dedicada a la educación continua para ingenieros y otros profesionales del equipo. Este enfoque proactivo en la capacitación y el desarrollo aseguraría que la empresa esté preparada con los mejores recursos para afrontar las necesidades de ampliación del parque de generación de Puerto Rico. 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2024

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Tensión

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

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

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

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

Ventana histórica

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

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

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

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

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

Negociación abierta

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

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

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

, Andrea Durán y Nicolás Gandini

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

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

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

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

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

Proyecto

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

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

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

Respuesta a Europa

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

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

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

Discusión de fondo

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

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

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

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Minería: Posco prometió al gobierno más inversiones en la Argentina

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

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

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

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

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

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

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

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Modernizarán refinería en Brasil

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

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

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

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

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

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

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

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

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CADER se reunió con la Secretaria de Minería

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

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

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

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

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Enel da marcha atrás con la venta de Edesur

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

— ClaudioVidal (@ClaudioVidalSer) January 18, 2024

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Consejo Asesor

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

YACIMIENTOS: NUEVO AUMENTO DEL 47,6% EN ENERO

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

— Petroleros Argentinos (@PetroGasBio) January 17, 2024

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

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

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

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

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

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

Jefe de Gabinete: Manuel López (37 años)

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

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

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

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

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

Directora de Transición Energética: Nuria Ojeda (38 años)

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

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

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

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

Director de Hidrocarburos: Estanislao Schilardi (38 años)

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

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

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

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

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

Subsecretario de Ambiente: Sebastián Melchor (39 años)

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

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

Melchor estará a cargo de la Dirección de Áreas Protegidas.

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

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

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

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

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

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

Directora de Hidráulica: Yamila Arnosti (35 años)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Federación lucifuercista rechazó privatización de centrales nucleares y reclamó soberanía energética

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ASISTE A FUTURE ENERGY SUMMIT

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

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

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

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

ASISTE A FUTURE ENERGY SUMMIT

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

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

ASISTE A FUTURE ENERGY SUMMIT

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

Revive el éxito del evento de Future Energy Summit en 2023 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Futuro del sistema de transporte eléctrico

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Astronergy planea triplicar su capacidad instalada en Chile para el 2024

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Comercialización de material de equipo eléctrico

Ingeniería y diseño eléctrico

Obra o construcción eléctrica incluyendo a integradores de servicios fotovoltaicos

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

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

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

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

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

 

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La AIE prevé mayor producción de petróleo en 2024

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Avances

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

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

El proyecto

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Otra vez el gas

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

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

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

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

Reparación

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

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

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

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

Impacto en combustibles

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

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

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

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

, Nicolas Gandini

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

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

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

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

Otros resultados

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

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

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Qué es el descargador de fondo

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Cae el consumo de las naftas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Algunos puntos en cuestión

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

@ricardostuckert pic.twitter.com/8LdgYpM4Kq

— Lula (@LulaOficial) January 15, 2024

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

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

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

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