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Meta 6 GW al 2026: Colombia incorporaría 586 MW fotovoltaicos este año y tiene 23,5 GW en cola, sólo el 13% en La Guajira

El pasado viernes, El Ministerio de Minas y Energía, junto a la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), y otras entidades públicas, desarrollaron el ‘Taller Estallido 6GW-Protocolo de conexión de generadores al Sistema Interconectado Nacional (SIN)’, reafirmando objetivos de puesta en operación de proyectos de energías renovables.

La cifra 6 GW operativos de energías renovables tiene que ver con una meta que el propio presidente Gustavo Petro les está solicitando a sus funcionarios al terminar su mandato, en 2026, a pesar que el Plan Nacional de Desarrollo que fijó su gestión habla de 2 GW.

Actualmente la energía eólica y solar no superan los 300 MW en Colombia, dentro de una matriz eléctrica conformada por 18.850 MW.

Fuente: UPME

Sin embargo, durante su ponencia, el director de la UPME, Adrián Correa Flórez, adelantó que el 2023 finalizaría con 586,3 MW solar fotovoltaica operativos.

Aclaró que, en los papeles, hay expectativas que entren en operación más de 1 GW. “Pero siendo realistas sabemos que parte de ellos no van a alcanzar a entrar [en funcionamiento]”, aclaró el funcionario.

Fuente: UPME

Pero el futuro es aun más promisorio. Señaló que al 2032 la energía solar en Colombia pasaría del actual 2% al 39%, tras pasar de los 296,86 MW a 16.626,57 MW; y la eólica representaría un 9%, alcanzando los 4.009,92 MW.

El director de UPME se preguntó si las entidades están preparadas para tramitar y gestionar semejante cantidad de proyectos que se están presentando en Colombia.

Necesitamos transformarnos, modernizarnos y seguramente entender que hay trámites que son heredados del mundo de los hidrocarburos y que de pronto no son tan aplicables a los casos de energías renovables”, advirtió.

Fuente: UPME

Correa Flórez mostró un mapa con todos los proyectos asignados y aprobados por la UPME, por alrededor de 23,5 GW, de los cuales: 16.329,71 MW son fotovoltaicos; 3.991,5 MW eólicos; 1.018,54 MW térmicos; y 2.527,55 MW hidráulico.

Indicó que este mapa puede cambiar por una serie de factores, como que alguno de ellos entren en operación a fin de año; o porque estén en etapa de liberación de capacidad por no haber aportado su garantía en el último proceso de conexión; y porque con la nueva asignación que se conocerá próximamente, hasta julio del próximo año habrá una reconfiguración de emprendimientos.

Fuente: UPME

Además, indicó que sólo el 13% de la capacidad asignada está en La Guajira. “Si bien La Guajira es absolutamente estratégica, a veces se olvida que en el resto del país tenemos el 87% de la capacidad asignada de generación”, resaltó.

E indicó que el departamento de Córdoba es el de mayor capacidad asignada por potencia instalada.

Nueva convocatoria

Cabe recordar que el viernes finalizó la convocatoria de asignación de capacidad de transporte. En el concurso pasado se habían presentado 843 solicitudes de conexión, por alrededor de 56.000 MW. Se terminaron asignando 7.493 MW renovables, en su mayoría solares fotovoltaicas.

Según fuentes de la industria, en este caso podrían presentarse aún más ofertas.

Al respecto, Correa Flórez adelantó que entre hoy y mañana se dará a conocer las cifras de esta convocatoria de asignación de puntos de red, y anticipó, respecto a la cantidad de ofertas, que “los números nos han sorprendido inclusive a nosotros mismos”, previendo una gran cantidad de solicitudes.

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Se avecinan cambios en las metodologías tarifarias para nueva generación eólica y solar privada en Costa Rica

La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP)está llevando a cabo un proceso de revisión y modificación de las metodologías tarifarias para la generación privada de energía eólica y solar en Costa Rica.

La propuesta contenida en el Expediente PIRM-007-2023 e Informe IN-0049-CDR-2023 se fundamenta en la necesidad de reflejar con mayor precisión los precios de las tecnologías e incentivar una mayor competitividad en el mercado.

De allí, la ARESEP propone un mecanismo tarifario “más flexible”. ¿En qué consiste?

Para brindar mayores precisiones al respecto, Álvaro Barrantes Chávez y Daniel Sánchez Santa María, funcionarios del Centro de Desarrollo de la Regulación de la ARESEP, ofrecieron una exposición online con una descripción detallada de los cambios propuestos en las metodologías tarifarias.

Según explicaron, estos cambios están relacionados con la implementación de un mecanismo flexible para establecer la cantidad de desviaciones estándar a incluir en la definición del límite inferior de la banda tarifaria.

Para ambas metodologías (para la de eólica y la de solar) explicaron que se requiere modificaciones en dos secciones específicamente: en la sección monto de la inversión unitaria y en la sección denominada definición de la banda tarifaria (ver detalle).

De entrar en vigor esos cambios en las metodologías tarifarias, la intendencia de energía deberá iniciar un proceso -en un plazo máximo de 60 días naturales- para fijar tarifas para cada una de estas metodologías.

De cumplirse aquello, el paso siguiente sería aperturar el respectivo expediente, emitir el informe inicial y convocar a la respectiva audiencia pública.

Ahora bien, hasta tanto eso suceda, los interesados en emitir comentarios preliminares sobre la propuesta de modificación podrán hacerlo hasta el viernes 13 de octubre. Según indicaron los funcionarios de la ARESEP, recibirán consultas pertinentes al correo consejero@aresep.go.cr 

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Juntos por el Cambio apuntará a “mecanismos competitivos” para impulsar las renovables en Argentina

Patricia Bullrich, candidata presidencial de Juntos por el Cambio, ya lanzó su propuesta de gobierno para “reordenar la economía y potenciar la producción de Argentina”, donde presentó una serie de reformas para la industria energética y retomar el impulso que tuvieron las renovables hasta 2019.

Sin embargo, desde aquel entonces hasta la fecha, desde el sector aún habían quedado ciertas dudas sobre los mecanismos y objetivos para fomentar las energías limpias y renovables. 

Por lo que sus asesores ya se estuvieron reuniendo con diversas entidades del sector y Energía Estratégica pudo averiguar algunos de los ejes del plan en caso de que gane las elecciones generales que se llevarán a cabo el domingo 22 de octubre (o el 19 de noviembre en caso de balotaje).

“Con la realidad del país, será importante la intervención del Estado para gestionar créditos para la infraestructura. No serán un “paga Dios”, sino que quien desee entrar, deberá abonar lo que corresponde por el uso de la inversión y en 5 o 10 años el Estado se rehace de la misma”, explicó Emilio Apud, asesor energético de Bullrich.

Ello funcionaría como un anticipo, dado que el gobierno podría tener acceso a créditos de una elevada magnitud y que los generadores de energía se sumen al modelo para llevar adelante diversos proyectos, principalmente para el avance de las líneas de transmisión. 

Por otra parte, Apud remarcó que “el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) seguramente continuará”, pero no tiene muy en claro si volverán las grandes licitaciones públicas como el Programa RenovAr, el cual fue lanzado durante la gestión de Mauricio Macri y  por el que se adjudicaron más de 190 proyectos por 5133 MW de potencia.

“El RenovAr fue necesario para lograr el desarrollo de las energías renovables, pero llegó un momento en el que se debe buscar algo más creativo sin que, en última instancia, lo termine pagando el usuario”, subrayó el exsecretario de Energía de la Nación. 

“Una vez que haya transparencia hay que buscar esquemas y mecanismos competitivos para no cargar sobre las espaldas de los consumidores los precios que pueden ser de desarrollos, ambientales o cualquiera sea”, subrayó. 

Energía, la gran ausente del primer debate presidencial de Argentina

Y cabe recordar que, a pesar de la reciente licitación RenMDI por la que se adjudicaron 98 centrales renovables por 633,68 MW de capacidad, a lo largo de la actual administración no hubo otras convocatorias similares por parte de Nación para parques de generación centralizada. 

Por lo que el mercado entre privados se ha vuelto el principal driver de crecimiento, a tal punto que desde su implementación, CAMMESA ya asignó con prioridad de despacho a 77 solicitudes por un total 2522,3 MW; sumado a que recientemente hubo récord de proyectos y potencia presentada en el nuevo MATER 360 (60 plantas por más de 5300 MW), aunque de ello sólo se prevé que se adjudiquen 1750 MW.

Nuevas entidades en el sector

Juntos por el Cambio también planifica incorporar la figura de las comercializadoras como ente entre los usuarios finales y las distribuidoras, pero con la particularidad que estas últimas también puedan hacer de comercializadoras en primera instancia. 

A ello se debe agregar la posibilidad de unificar la regulación de energía en gas y electricidad en un solo organismo y ahí sí aplicar la ley de conformación de este ente, es decir, a través de un concurso para los altos cargos por un período de cinco años. 

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Grupo Dragón busca un aumento del 150% en su cartera de clientes

Como ya había anticipado Energía Estratégica, la actividad renovable, ha experimentado un estancamiento debido a la limitación en la emisión de los permisos para generación de energía, que ha sido bastante notable desde alrededor del año 2020.

A pesar de este contexto marcado por la incertidumbre y la falta de cambios significativos en la política energética de México, Grupo Dragón, una empresa especializada en el sector y perteneciente al Grupo Salinas, está enfocada en un ambicioso plan de expansión.

En conversaciones con Energía Estratégica, el Wholesale Electricity Market Director en Grupo Dragón, Bruno Ortiz destaca: “La compañía espera incrementar su cartera de clientes en un 150% en los próximos dos años y está apostando fuertemente por la generación distribuida”.

Aunque reconoce que no se prevé un cambio en la actitud de la actual administración antes de las elecciones, Ortiz advierte que el sector se mantiene positivo debido a los compromisos de descarbonización a nivel internacional.

«La empresa ha experimentado un crecimiento constante en todas sus unidades de negocio y se está expandiendo en la comercialización de grandes consumidores de energía”, señala.

Además de su enfoque en el mercado nacional, asegura que Grupo Dragón está mirando hacia Latinoamérica: «Estamos participando en algunos proyectos de construcción de centrales de generación eléctrica en algunos países de Centroamérica, y tenemos claras intenciones de expandirnos hacia Colombia, Ecuador y otros mercados que estén abiertos a recibir inversión extranjera».

A pesar de los desafíos actuales en el sector energético mexicano, la firma mantiene su visión de crecimiento y diversificación, demostrando su compromiso con la generación de energía sustentable y la expansión en la región.

Se enfoca en la generación eléctrica, distribución y comercialización para clientes finales, así como en la construcción, mantenimiento y operación de centrales eléctricas propias y de terceros.

 Además, colaboran con sus clientes en la instalación de centrales fotovoltaicas en el segmento de generación distribuida y ofrecen soluciones de suministro calificado para el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

En este sentido, la reciente incorporación de Bruno Ortiz a Grupo Dragón tiene como objetivo expandir la cartera de clientes en el mercado de suministro calificado. 

«Aunque tenemos clientes en el esquema de autoabastecimiento, tiene un vencimiento esperado. Entonces buscamos ampliar nuestra presencia en el MEM, especialmente con grandes empresas que se establecen a lo largo de todo el país derivado del nearshoring”, concluyó.

 

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La oposición esboza la estructura de la Secretaría de Energía de Argentina

Argentina definirá a su próximo presidente el domingo 22 de octubre (o el 19 de noviembre en caso de que hubiera balotaje), y a medida que pasan los días se van conociendo aún más las propuestas de los candidatos que siguen en carrera.

Las políticas energéticas son parte de ese combo, y si bien los partidos con mayores posibilidades de gobernar el país a partir del 10 de diciembre del 2023 ya dieron a conocer cómo fomentarán el sector y cuáles podrían ser los principales drivers de crecimiento, todavía resta definir qué sucederá con la estructura de la Secretaría de Energía de la Nación, hoy dependiente del Ministerio de Economía.

Energía Estratégica averiguó cómo las dos principales fuerzas opositoras del oficialismo analizan establecer el organigrama de la entidad encargada de la cartera energética nacional.

La Libertad Avanza prevé que la Sec. de Energía dependa del nuevo Ministerio de Infraestructura, tal como Javier Milei ya había anticipado en alguna oportunidad (además que proyectan eliminar el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible – ver video).

Mientras que hace algunas semanas, Eduardo Rodríguez Chirillo, asesor energético del actual diputado de la Nación, explicó que se prevé contar con un área específica de Transición Energética para «generar condiciones e instrumentos para ayudar al sector privado a cumplir las metas y facilitar que las PyMEs obtengan información necesaria para anticipar el contexto, identificar mejoras y acceder al equipamiento y financiación disponible». 

La misma también incluiría Planeamiento Energético y se conformaría como una Subsecretaría y, por lo que reemplazaría a la que comanda María Cecilia Garibotti y se sumaría a la ecuación de las ya clásicas Subsec. de Energía Eléctrica (hoy al frente de Santiago Yanotti) y la de Hidrocarburos (Federico Bernal está a cargo).

Por el lado de Juntos por el Cambio se pretende mantener un esquema similar al existente hoy en día, incluso con el mismo peso para la energías renovables, ya que no se volvería a crear una Subsecretaría específica como sí sucedió durante el gobierno de Mauricio Macri.

«No sé si será una Subsec. de Energías Renovables, a lo mejor haya direcciones eficientes que trasciendan a la política. Hay que mantener una estructura estable dentro de la Secretaría de Energía porque el subsecretario suele volar cuando se va el gobierno de turno. Pero una buena dirección de Energías Renovables que trascienda los gobiernos y se mantenga, sería fundamental», le aseguraron a este portal de noticias allegados a la candidata Patricia Bullrich.

Plan de gobierno revelado: Bullrich prevé retomar el “impulso que tuvieron las renovables hasta 2019” 

«Con respecto a los entes reguladores, son necesarios, aunque no intervenidos como hizo el kirchnerismo. Pero se puede unificar la regulación de energía en gas y electricidad en un solo ente y ahí sí aplicar la ley de conformación de este ente, por concurso por cinco años», agregaron.

Antecedentes

Durante la presidencia de Mauricio Macri, la titularidad de la cartera energética estuvo a cargo de Juan José Aranguren (desde diciembre de 2010 a junio 2018), Javier Iguacel (junio 2018 a enero 2019) y Gustavo Lopetegui (enero 2019 a diciembre 2019)

Si bien en aquel momento comenzó como Ministerio de Energía y Minería, en septiembre de 2018 la entidad se transformó en Secretaría y pasó a depender del Ministerio de Hacienda y posteriormente del Ministerio de Desarrollo Productivo.

Pero la llegada de Alberto Fernández a la presidencia a fines del 2019 no sólo implicó el cambio de rumbo político-ideológico, sino también de una nueva estructura dado que la Sec. de Energía quedó en manos del Ministerio de Economía, primero con Sergio Lanziani a la cabeza y luego con Darío Martínez, hasta llegar al presente con Flavia Royon (asumió en agosto de 2022), designada tras el arribo de Sergio Massa al Palacio de Hacienda.

Mientras que la Subsecretaría de Energías Renovables y Eficiencia Energética fue rebajada a Dirección. Es decir que la entidad que lideró Sebastián Kind durante durante toda la gestión Macri y que fue uno de los artífices para que se concreten las rondas del Programa RenovAr y la creación del Mercado a Término (MATER), acabó bajo la órbita de la Subsec. de Energía Eléctrica.

Tras los pasos de Kind, los personas que circularon por dicha estructura fueron Gabriela Rijter (desde agosto del 2020 hasta su renuncia en febrero 2023 por «la búsqueda de nuevos objetivos”) y el de la tucumana Florencia Terán, quien hoy en día se mantiene en el puesto.

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Comercializadoras de energía hacen una dura advertencia al Gobierno sobre dificultades financieras

A través de una carta al presidente Gustavo Petro, firmada por 14 referentes del sector energético, se advierte que “17 comercializadores que atienden casi el 40% de la demanda comercial del país se encuentran en serias dificultades financieras que podrían contagiar a 19 agentes adicionales y generar deudas en la bolsa de energía por $827 mil millones”.

Allí se argumentan “enormes dificultades para que los nuevos proyectos de generación y transmisión entren en operación a tiempo y permitan reducir los niveles de exposición de la demanda y asegurar la confiabilidad en el suministro”.

Señalan, además, la aplicación de “medidas que han afectado de manera grave la liquidez de las empresas como la imposición reciente de barreras para recuperar los más de $5 billones del diferimiento de la tarifa (Opción Tarifaria) que se dio como alivio en momentos de la pandemia”.

Agregan que “a esta situación hay que sumarle las presiones al alza de los precios de la energía que ya se observan con la llegada del fenómeno del niño, la incertidumbre sobre el suministro de gas para atender la demanda de corto y mediano plazo, y la precariedad en la que se Cene sumidas a instituciones fundamentales para enfrentar coyunturas complejas como esta. Es el caso de la CREG, en la que por muchos meses se han tenido Comisionados encargados—y subordinados al gobierno—en clara violación de los principios de independencia con la que fue diseñada”.

Y rematan: “estamos plenamente convencidos de que, no obstante lo anterior, no es inevitable la implosión financiera del sector. Pero lograrlo se requiere reconocer que la ventana de oportunidad para actuar se está cerrando y que el único camino que queda hoy es el de la financiación por parte del gobierno—como la que se ha prometido a través de Findeter y no se ha materializado—de la totalidad de los saldos de la opción tarifaria vigentes”.

“Esta deberá ser pagada por los agentes una vez las condiciones de normalidad retornen al sector”, advierten.

CartaPresidenteExMME

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Renovables se suman al debate de prioridades para Guatemala ante la transición de gobierno

Rudolf Jacobs, presidente de la Asociación de Generadores de Energía Renovable (AGER), participó de un panel representativo de la industria eléctrica junto a comercializadoras, distribuidoras y grandes usuarios durante el XVIII Congreso Industrial de la Cámara de Industria de Guatemala. Allí, el referente empresario hizo hincapié en que la energía es un pilar fundamental para el desarrollo, por lo que sin un suministro confiable y sostenible, el crecimiento de Guatemala se verá limitado.

«Si Guatemala quiere crecer al 6% anual, quiere crear los 2,500,000 de empleos del programa de #GuatemalaNoSeDetiene, lo que necesitamos es energía», introdujo Rudolf Jacobs.

Para el fortalecimiento del sector, uno de los puntos cruciales que destacó Jacobs fue la necesidad de mantener una constante inversión en el sector de transmisión, distribución y generación de energía. En este sentido, mencionó la reciente licitación PEG-4, que atrajo una gran cantidad de participantes, demostrando el interés de los inversionistas en el mercado guatemalteco. Sin embargo, también señaló que ante el advenimiento de más generación es preciso que se realicen inversiones en la expansión de la infraestructura eléctrica.

«Con la última licitación PEG-4, las redes de transmisión se han saturado nuevamente en buena medida, no totalmente, pero en buena medida. Esto significa que, para conectar proyectos futuros necesitamos nuevas redes de transmisión y distribución previo a que se puedan conectar otros proyectos de generación», advirtió.

La demanda eléctrica va en aumento y con ella las licitaciones se vuelven cada vez más necesarias para garantizar competitividad. En tal sentido, Jacobs resaltó la importancia de las licitaciones a largo plazo para los generadores, ya que les proporcionan la estabilidad necesaria para desarrollar proyectos y atraer financiamiento, y lamentó que las licitaciones se hubieran retrasado durante una década, porque estas generaron una acumulación de necesidades de inversión.

«Ahora, ante la licitación PEG-5 que viene de 1300 MW la Comisión (CNEE) y las distribuidoras tendrán un enorme reto en hacerla muy bien, porque si la hacemos mal, al equivocarnos cargaremos con el costo durante 20 años en el país», observó.

Guatemala, según Jacobs, se encuentra en una posición envidiable en términos de su sector eléctrico, y es esencial aprovechar esta ventaja para continuar creciendo económicamente y generando empleos. Una próxima licitación de generación exitosa sería un paso crucial hacia el objetivo de alcanzar el 80% de recursos renovables en el sistema eléctrico de Guatemala. Pero, de acuerdo con Jacobs, antes se tendría que atender el gran pendiente de infraestructura eléctrica.

«Por favor, antes de que la PEG-5 salga, que salga una licitación de transmisión que genere capacidad y anillos suficientes para acercarnos a las áreas donde existe más potencial de generación de energía renovable», declaró.

Otro punto relevante que abordó Jacobs fue la necesidad de actualizar la normativa del mercado eléctrico para adaptarse a las nuevas tecnologías y realidades del sector. Señaló que el mercado mayorista debe ajustarse para incorporar más tecnologías solares, eólicas y almacenamiento de energía.

En cuanto a la interconexión regional, Jacobs destacó que Guatemala tiene una gran oportunidad de convertirse en un Hub de energía limpia y renovable para la exportación, especialmente considerando su conexión con México y otros países de la región. Sin embargo, también señaló que la reciente salida de Guatemala del mercado eléctrico regional plantea desafíos significativos; por lo que, instó a que se busquen acuerdos políticos para reincorporarse al mercado regional, ya que esta sería la única alternativa viable para continuar creciendo más allá de la capacidad local.

El acceso a la energía fue otro tema que mencionó el presidente de AGER durante su participación. Destacó la importancia de llevar energía a toda Guatemala, lo que representaría un aumento en la demanda de energía y una oportunidad para los generadores.

«La electrificación rural es vital. Hay que terminar de cubrir ese 10% de familias guatemaltecas que no tienen energía. Eso es crecimiento de demanda y eso es bueno para la generación. Se necesitan fuentes de generación en islas pequeñas, pequeñas plantas renovables de todo tipo que pueden ofrecer esa solución», comentó.

De allí, mencionó también la importancia de reglamentar las consultas a pueblos indígenas para garantizar que los proyectos de infraestructura, incluidos los energéticos, puedan desarrollarse de manera adecuada y respetuosa con las comunidades locales.

Y, finalmente, Rudolf Jacobs enfatizó la necesidad de mantener la certeza jurídica en el sector eléctrico, especialmente durante la transición de gobierno, considerando que las inversiones en generación de energía son de largo plazo, y cualquier incertidumbre puede desalentar a los inversionistas.

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Energy2023: Puerto Rico activa su potencial para el desarrollo de hidrógeno verde

Energy 2023 está a la vuelta de la esquina. El jueves 2 de noviembre, Puerto Rico albergará este gran encuentro para profesionales del sector energético.

El hidrógeno verde es uno de los temas que distinguen a la edición de este año del evento organizado por Glenn International. 

El Dr. Héctor D. Abruña, director del Centro de Soluciones Energéticas de Base Alcalina (CABES) y del Centro de Materiales Energéticos (emc2) de Cornell University confirmó su asistencia para disertar sobre este tema.

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En concreto, brindará una conferencia magistral denominada “Liberando el poder del hidrógeno” donde expondrá sobre distintos factores relacionados al desarrollo de este vector energético.

Entre ellos, abordará la conveniencia de optar por una u otra fuente de generación para su producción, explicando por qué el hidrógeno verde sería “el color” más oportuno para desarrollar en Puerto Rico.

“La generación de hidrógeno verde mediante el uso de paneles solares fotovoltáicos acoplados a electrolizadores, representa una opción atractiva”, consideró el Dr. Abruña.

Y precisó: “El hidrógeno generado se utilizaría en pilas de combustible para generar electricidad. El exceso de hidrógeno generado se almacenaría para tenerlo disponible en casos de emergencia y/o cuando no hay suficiente radiación solar para suplir las necesidades energéticas de la comunidad.

El sistema descrito tiene como gran ventaja el hecho de que está basado en energía primaria limpia, sostenible y renovable. Es, además, consistente con el uso de microredes (“micro grids”) y sería desplegable (“deployable’) en comunidades aisladas. Dada la fragilidad de la red eléctrica en Puerto Rico, y el gran número de comunidades aisladas, este tipo de sistema representa un paso inicial atractivo para el desarrollo de una red eléctrica sostenible, renovable y resiliente”

En exclusiva para Energía Estratégica el Dr. Héctor D. Abruña reveló que este mismo año se podría ejecutar un primer pequeño proyecto con estas características.

“El paso inicial implicará la instalación y despliegue de una celda de combustible de 50 kW en La Finca de Hamberto, una granja educativa y un centro agrícola orgánico. La pila de combustible se utilizará para satisfacer las necesidades eléctricas de la granja, sirviendo como proyecto de demostración para toda la comunidad insular.

En pasos de desarrollo posteriores, integraremos 50kW de energía solar fotovoltaica que impulsará un electrolizador de 25-50kW para generar hidrógeno renovable «verde» en la finca, además de proporcionar almacenamiento de baterías de 20kWh para almacenamiento nocturno.

También tendremos un sistema de almacenamiento de hidrógeno para almacenamiento de más duración, que mantendrá la granja y el centro agrícola alimentados durante cortes de red (por ejemplo, causados ​​por huracanes) durante hasta una semana, incluso sin una generación solar significativa durante ese tiempo”.

Denominado “Resilient Vieques Energy Partnership Plan”, este proyecto impulsado por el Dr. Héctor D. Abruña junto al Sr. Oscar Ruíz y Ms. Beth Straight de “Community Through Colors” fue seleccionado como ganador del programa del DOE “Energizing Rural Communities Prize”, lo que le permitirá ser concretado a la brevedad.

“En este momento, estamos pidiendo cotizaciones para la pila de combustible que esperamos pueda ser instalada antes de final de año. Igualmente, estamos finalizando el diseño de los paneles solares y el electrolizador”, precisó el Dr. Abruña.

Todos los interesados en conocer más detalles de este proyecto de hidrógeno y el potencial de ser replicado a partir de las oportunidades que está generando el Departamento de Energía (DOE), pueden asistir al evento Energy 2023

PARTICIPAR

Energy 2023 será en el Centro de Convenciones de Puerto Rico, el jueves 2 de noviembre desde las 7:30 a.m. a las 7:30 p.m. Aún hay entradas disponibles para ser adquiridas por los interesados en asistir.

Líderes de la cartera energética de Puerto Rico se reunirán para impulsar inversiones renovables

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Mujeres en la Transición Verde: nuevo pool de talentos en Iberoamérica

Nace «Mujeres en la Transición Verde», un innovador pool de talentos diseñado para facilitar la conexión entre la oferta y la demanda de oportunidades de empleo en los sectores de energía, ambiente, sostenibilidad, construcción, tecnología y áreas afines en Latinoamérica y España.

Esta iniciativa administrada por beWanted, plataforma de empleo para jóvenes de Europa y Latinoamérica, permitirá impulsar pasantías y empleos con un enfoque en equidad que potencie a candidatas y empresas del sector.

Para conocer más sobre el alcance de «Mujeres en la Transición Verde», Energía Estratégica contactó a Liliana Morales (LM), socia directora Mujeres en la Transición Verde, y Berenice Villalobos (BV), socia directora beWanted Technology, quienes brindaron la siguiente entrevista compartiendo más detalles:

¿Cuándo/cómo surgió Mujeres en la Transición Verde?

BV: Surgió este año, cuando en beWanted estábamos en búsqueda de reconocidos líderes que nos ayudaran a resolver necesidades de empleabilidad presentes y futuras. Encontramos el perfil de Liliana como abogada en sector energético de Panamá y su potente labor frente a la Fundación Mujer y Energía y decidimos iniciar conversaciones para colaborar en un proyecto en conjunto, dando como resultado final una gran alianza y la creación de nuestra nueva plataforma Mujeres en la Transición Verde.

LM: Esta alianza se da en un momento crucial, donde empecé a cuestionarme si lo que hacía era suficiente para ayudar, ya que después de 1 año y 10 meses frente a la Fundación Mujer y Energía -donde nos hemos concentrado en fortalecer la parte académica de las mujeres del sector- recibía muchas comunicaciones de mujeres en la región, que me solicitaban trabajo o una recomendación y entendí que era el momento de ir más allá; es decir, no solo forjar capacidades sino también conectarlas con las oportunidades de empleo donde beWanted por toda su experiencia se convierte en el aliado perfecto para llevar este magnífico proyecto.

¿Qué problemáticas/brechas persiguen resolver en Iberoamérica?

Liliana Morales

LM: La Transición a una economía sostenible, se estima traerá hasta 22.5 millones de nuevos empleos según la Organización Internacional del Trabajo (OIT) a nivel mundial, del cual solo 4 millones podrán ser ocupados por mujeres, sino se aplican las políticas y acciones correctas por los actores claves.

Sin duda, nos hemos esforzado por crear una plataforma de impacto que no existía hoy en día exclusivamente para estos sectores y que busca contribuir a cerrar esta brecha laboral, la cual debe reunir a más 3,000 talentosas mujeres de Latinoamérica y España en un solo lugar.

Donde aspiramos que tanto las empresas/organizaciones y aliados de apoyo puedan colaborar convirtiéndose en agentes de cambio comprometidos en impulsar la contratación de mujeres.

Del cual esperamos comunicar anualmente la cantidad de mujeres registradas y contratadas gracias a nuestra iniciativa.

¿Qué principales diferencias destacan entre aplicar a puestos en Mujeres en la Transición Verde a través de beWanted vs LinkedIn?

LM: Nuestra plataforma va más allá de los comunes tableros con múltiples vacantes, se centra en facilitar los procesos de selección para que efectivamente pueda escogerse a la mejor candidata y por ende su contratación e ingreso al mercado laboral y a la sociedad para mejorar su calidad de vida, siendo el objetivo más importante, convirtiéndose en otra gran diferencia con LinkedIn.

Berenice Villalobos

BV: LinkedIn es por supuesto, una red social que tiene funcionalidades para contactar talento para distintas finalidades, pero es en sí eso, una red social. Nosotros, Mujeres en la Transición Verde, somos una plataforma de empleabilidad que registra a mujeres abiertas a nuevas oportunidades de trabajo, donde mantendremos su información laboral actualizada para que las empresas/organizaciones puedan invitarlas a sus procesos de selección.

Gracias a nuestra tecnología, las empresas agilizaran su proceso de búsqueda de candidatas y en segundos la aplicación mostrara un ranking con los perfiles más adecuados a la posición y desde ahí les invitara a las candidatas a participar del proceso de selección.

¿El proceso de registro difiere entre una empresa que quiere ofrecer pasantías y empleo?

BV: En este caso, no el proceso de registro es uno, esos detalles se cambian al momento de crear la descripción de la posición para abrir el proceso de selección.

Vale la pena destacar que el proceso de registro de las empresas requiere un patrocinio previo mientras que el proceso de las candidatas en totalmente gratis.

¿Qué perfil de puestos se pueden ofrecer/solicitar en Mujeres en la Transición Verde?

BV: Cualquier tipo de posición o vacante profesional de los sectores de energía, ambiente, sostenibilidad, construcción, tecnología y otras áreas afines en Latinoamérica y España.

Las empresas/organizaciones que tengan interés en utilizar la plataforma pueden solicitar más información a la dirección: mujeresenlatransicionverde@bewanted.com

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El Presupuesto 2024 prevé un recorte adicional de 10% en los fondos destinados a Cammesa

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) -que este año recibirá menos subsidios que en 2022- también estará entre los principales ‘perjudicados’ por los recortes estipulados para la próxima temporada. En línea con los compromisos asumidos ante el Fondo Monetario Internacional (FMI), el Presupuesto 2024 prevé reducir en un 10% las transferencias a la operadora eléctrica con respecto a los números de este año, según un análisis realizado por la consultora Economía & Energía.

Los recursos destinados al Plan Gas.Ar, en tanto, serían similares al crédito vigente en 2023. “Se contemplan 3.181 millones de dólares con destino a Enarsa, de los cuales US$ 1.401 millones corresponden a transferencias de capital”, apuntó el reporte.

La producción de gas natural, según el documento, experimentará un crecimiento de un 7,8% interanual. “La cobertura del costo mayorista eléctrico por medio de la tarifa abonada por los usuarios alcanzaría el 62,3%”, calculó.

En cuanto a la evolución de los subsidios energéticos, Economía & Energía señaló que durante los primeros nueve meses de 2023 los mismos llegaron a US$ 8.282 millones, lo que básicamente representó una reducción de casi US$ 1.800 millones en comparación con idéntico período del año pasado.

El trabajo explicó que esta rebaja se basó en “la disminución de los precios internacionales, la mejora hídrica, el proceso de segmentación tarifaria y, en menor medida, la ampliación de la capacidad de evacuación de gas natural desde la Cuenca Neuquina”.

El recorte estuvo esencialmente concentrado en Cammesa, en función de un menor costo monómico de generación y del mayor precio abonado por la demanda (por cuestiones estacionales). Así, los fondos transferidos cayeron desde los US$ 65 por megawatt/hora (Mwh) entre enero y agosto de 2022 a US$ 47 por Mwh en similar lapso de este año. “De esta forma, los subsidios destinados a Cammesa pasaron de US$ 6.909 millones en los primeros nueve meses de 2022 a US$ 4.668 millones en idéntico período de 2023”, cuantificó el informe.

Los fondos volcados a Enarsa, en cambio, registraron una variación positiva. Esto sucedió, según la consultora, “a pesar de la contracción que experimentaron los precios internacionales”.

Costos en baja

Los subsidios derivados a Cammesa, puntualizó Economía & Energía, se contrajeron en US$ 1.759 millones entre los meses de enero y septiembre de 2023 en comparación con idéntico período de la temporada previa. “Este proceso se explica centralmente por la disminución del costo monómico de generación y el aumento en el precio estacional. En los primeros ocho meses de 2023, el costo monómico de generación se redujo en un 14% con respecto al mismo período del pasado año, a la vez que el precio estacional aumentó un 15% como consecuencia de los incrementos tarifarios”, argumentó.

La caída del costo de generación y el incremento del valor abonado por la demanda, prosiguió, fueron variables determinantes para que los subsidios unitarios disminuyeran un 28%, al pasar de US$ 65 por Mwh en los primeros ocho meses de 2022 a US$ 47 por Mwh en igual lapso de este año.

Recomposición de caja

Más allá de la significativa contracción que verificaron los precios internacionales durante 2023 y de las menores importaciones de gas natural proveniente del mercado boliviano, Economía & Energía advirtió que las transferencias a Enarsa subieron en los primeros nueve meses del año. Este aumento fue, específicamente, de US$ 415 millones en relación con el mismo período de 2022. “En efecto, durante 2023 se evidenció una disminución en las importaciones de gas natural (-24%), producto de la menor inyección desde Bolivia (-42%) y a pesar del incremento en las cantidades importadas de gas natural licuado -GNL- (+6%)”, detalló la consultora.

Para completar el panorama, Economía & Energía indicó que el valor promedio ponderado de importación de gas natural y GNL bajó un 21% con respecto al año pasado. “A su vez, el precio pagado por la demanda (en dólares) se mantuvo relativamente estable”, acotó.

Por estas razones, sostuvo, los subsidios a Enarsa tendrían que haberse reducido en el transcurso de 2023. “Sin embargo, el incremento podría originarse en una recomposición de la caja de la empresa y/o la cancelación de deudas por parte de la compañía, entre otros factores”, justificó el informe.

Fuente: Economía & Energía

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Energía afirmó que “no hay desabastecimiento generalizado de combustibles”

La secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royon, afirmó que “no hay un desabastecimiento generalizado de combustibles. Al contrario, la refinación de este año es la más alta de los últimos seis años. Lo que sí ha pasado es que YPF tiene los precios un poco más bajos, un 2 %, 10 o 7 pesos más bajos que el resto, y por eso hay algún corrimiento de la demanda de otras marcas hacia YPF y eso ha provocado algunos quiebres”.

En declaraciones periodísticas la funcionaria respondió a un reclamo realizado por los expendedores de combustibles nucleados en la CECHA en el cual se planteó la existencia de límites o cupos al suministro de combustibles en el marco del congelamiento de precios dispuesto hasta el 31 de octubre, y el riesgo de cierre de estaciones de servicio.

Royon sostuvo que “también hubo un crecimiento de la demanda muy puntual el fin de semana pero no hay una situación de desabastecimiento generalizado”.

“Algunos hablan del tema de las importaciones (de combustibles premium), pero la realidad hoy es que se importa menos del 10 % de lo que se consume”, añadió Royon, advertida del desfase entre los precios internos de comercialización y los precios de importación.

La Secretaria describió que “tuvimos reuniones con las operadoras en estos días por eso sabemos que no hay un desabastecimiento generalizado y que la situación se va a ir normalizando”.

“En estos últimos días se instaló el tema de que hay desabastecimiento, entonces hubo un pico de la demanda de alrededor del 4 por ciento”. “El suministro de gasoil sigue igual, pero en esta última semana, y sobre todo en estos últimos días que se instaló el tema de desabastecimiento, hubo mayor demanda y provocó quiebres” en la oferta”, agregó.

Royon insistió en señalar que “quiero transmitir tranquilidad de que no hay una situación de desabastecimiento generalizada”. “Hay un acuerdo de precios para poder dar previsibilidad y tranquilidad”, afirmó, en alusión al arduo intento del gobierno de al menos contener el alza de la inflación.

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Con respaldo de la CGT, Diputados retomó el debate por la reducción de la jornada laboral

Durante la segunda reunión informativa, la Comisión de Legislación del Trabajo de la Cámara de Diputados debatió la reducción de la jornada laboral y escuchó la opinión de representantes gremiales, empresariales y funcionarios.

Al comienzo de la jornada, la titular de la Comisión, Vanesa Siley (Frente de Todos) recordó algunos de los puntos destacados de la reunión anterior, como “la incorporación de la desconexión digital, la necesidad de una aplicación progresiva en el tiempo y la discusión de las diferentes realidades laborales en la Argentina”.

Durante las exposiciones, Héctor Daer, Secretario General de la Confederación General del Trabajo (CGT) y Secretario General de FATSA, comparó la situación argentina según un informe de la OCDE y dijo que “estamos afuera del mapa” en relación a la reducción de la jornada laboral.

“Pasamos más tiempo en nuestros trabajos que en la cena familiar y no sólo tenemos la jornada laboral, sino que en muchos casos tenemos el viaje de ida y de vuelta”, agregó Daer. “Es fundamental no sólo la reducción de la jornada, sino debatir también la distribución de la jornada. Hay que establecer claramente una jornada mínima y plazos para su adecuación”, dijo.

“Tenemos que pensar en que Argentina tiene que dar un paso fundamental hacia la reducción de horas”, reclamó el Secretario General de la CGT, quien hizo un balance de la situación laboral, al afirmar que “tenemos los salarios por el piso y los peores salarios determinados en dólares”.

Por su parte, Mario Paco Manrique, Secretario Gremial de la Confederación General del Trabajo (CGT) y Secretario Adjunto del SMATA, dijo que “se trata de mejorarle la calidad de vida a las personas: la reducción de la jornada laboral significa darle una mejor calidad integral a la sociedad, a la familia”.

“No son medidas electoralistas, son los momentos que vive Argentina, que necesita dar pasos hacia adelante para poder dar empleo a millones que hoy no tienen la posibilidad”, añadió.

Asimismo, Estela Díaz, ministra de las Mujeres y Diversidad de la provincia de Buenos Aires, pidió “pensar la jornada laboral en torno a la relación entre el trabajo productivo y remunerado y el trabajo reproductivo y el de cuidado de la vida”.

“Las mujeres trabajamos seis horas y media por día en trabajo no remunerado, el 75% del trabajo no remunerado lo hacemos las mujeres. Cuando pensamos en la reducción de la jornada laboral es una clave en relación a cómo interactúa con la corresponsabilidad entre trabajo y familia”, añadió.

Juan José Etala, de la Unión Industrial Argentina, consideró que “no parece adecuado el momento en que se ha decidido avanzar en este complejo tema, el país atraviesa una innegable crisis económica, con casi el 40% de empleo informal”. “No parece que en este difícil escenario se pueda hablar de reducción de jornada y mucho menos, sin las debidas consultas y los análisis técnicos y económicos necesarios”, aseveró.

Omar Yasín, abogado laboralista y profesor adjunto de Derecho del Trabajo en la Universidad de Buenos Aires (UBA), opinó que “no sería aconsejable dictar este tipo de normas, si bien las intenciones son muy buenas, en estas condiciones actuales en las que se encuentra Argentina”.

Juan Pablo Diab, de la Cámara Argentina de la Mediana Empresa (CAME), coincidió que “no vemos que sea el momento para discutir esto”. “En la PYME no se habla de ganancia o utilidad, se habla de subsistencia el día de hoy, con lo cual entendemos que no es el momento oportuno de proyectos de este estilo”, afirmó.

De igual modo, expusieron Walter Correa, ministro de Trabajo de la provincia de Buenos Aires; Claudio Dellecarbonara, trabajador del subte y miembro del Secretariado Ejecutivo de Asociación Gremial de Trabajadores del Subte y Premetro (AGTSyP); y Héctor Recalde, abogado laboralista, diputado mandato cumplido y consejero de la Magistratura.

También dieron su opinión sobre los proyectos Sebastián Etchemendy, profesor investigador asociado de la Universidad Torcuato di Tella (UTDT) e investigador principal de FUNDAR; Marcelo Uribarren, vicepresidente de la Unión Industrial de Córdoba; Néstor Pritola, diputado nacional (MC), ex integrante de la comisión directiva y congresal del Sindicato Gráfico Argentino; Oscar García Díaz, de la Unión Industrial de la provincia de Buenos Aires (UIPBA); Ergasto Riva, licenciado en administración por la Universidad de Buenos Aires (UBA) y Florencia Gutiérrez, integrante del Centro de Economía Política (CEPA).

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Tren a Vaca Muerta: avanza financiamiento por u$s 1.200 millones para abaratar costos

El Ministerio de Transporte avanza en negociaciones con China y empresas privadas para financiar la llegada del tren Norpatagónico al corazón de Vaca Muerta, y quedar conectado directamente con uno de los principales puertos del país. El Gobierno busca avanzar con la llegada del tren hasta Vaca Muerta, lo que permitirá conectar el corazón productivo energético de Argentina con uno de los principales puertos del país, en Bahía Blanca. Las obras involucrarán financiamiento por casi u$s 1200 millones que se negocia con China, pero también hay interés del sector privado. Es que la ampliación de la estructura ferroviaria permitirá bajar […]

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Se reiniciaron las exportaciones en firme de gas desde Argentina a la costa norte de Chile

El gobierno dijo que se exportarían hasta 400.000 metros cúbicos de gas cada día. Los Volúmenes serán enviados a través del Gasoducto Norandino. Después de más de una década, Argentina reanudó en condiciones estables las exportaciones de gas al norte de Chile a través del Gasoducto Norandino. Los envíos se realizarán hasta abril del año siguiente y ayudarán a sostener la producción local durante el período de menor demanda. Así lo confirmó la Secretaría de Energía de la Nación. “En el día de ayer se autorizaron exportaciones en firme –hasta abril del 2024– por 400.000 m3/d, que se transportarán a […]

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Hito: Vaca Muerta, a punto de producir más que todo el convencional del país

La producción de shale oil alcanzó el 49% del total, contra el 51% del convencional. Hace 5 años, la producción convencional era 7 veces mayor que la no convencional. Apuntan a superar el millón de barriles por día antes del 2030. Vaca Muerta está a punto de alcanzar un nuevo récord. La producción de petróleo no convencional en la cuenca neuquina está cerca de superar la producción del convencional en todo el país, algo que nunca había ocurrido. Así se desprende del informe de la consultora Oil Production Consulting, en base a los últimos datos oficiales. Hace tan solo 5 […]

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Encuentro de trabajo de los equipos de investigación de la convocatoria PICTO YPF entre Agencia I+D+i y Fundación YPF

El presidente de la Agencia I+D+i , Fernando Peirano, llevó adelante actividades en la provincia consolidando alianzas estratégicas para potenciar la agenda de investigación en la región. Con el objetivo de establecer una agenda común, los 17 equipos de investigación de universidades públicas de la Patagonia que son financiados por Fundación YPF y la Agencia I+D+i realizaron un encuentro de vinculación con especialistas de YPF e YTEC, donde intercambiaron información sobre los proyectos en los que están trabajando y analizaron el presente y futuro de la investigación orientada a la industria energética. Además, se firmó un acuerdo para conformar una […]

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Javier Milei, en un almuerzo con empresarios en Mar del Plata: “Esta puede ser la peor crisis de la historia argentina”

Hubo 70 ejecutivos en el almuerzo organizado por Javier Milei, en el mismo horario que hablaba Patricia Bullrich en el Coloquio de IDEA. Javier Milei, el candidato de La Libertad Avanza (LLA) aterrizó temprano a las 8.30 en el aeropuerto internacional Ástor Piazzolla de esta ciudad con un vuelo de Aerolíneas Argentinas, y evitó pisar el hotel Sheraton, donde se lleva adelante el Coloquio de IDEA. En cambio, al mediodía, se acercó al noveno piso de un edificio de oficinas céntrico de esta ciudad, para recibir en un almuerzo a alrededor de 70 líderes empresariales. La contracumbre al Coloquio es […]

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“Un litro de nafta súper debería estar $ 400”

Así lo afirmaron desde la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines, al cuestionar “las políticas de congelamiento de precios”. Amenaza de desabastecimiento. El secretario de Relaciones Institucionales de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (CECHA), Carlos Gold, advirtió que en las estaciones de servicio hay “faltante” de combustibles, situación que obedece a “las políticas de congelamiento de precios” motorizadas por el Gobierno nacional. Tras marcar que esta carestía “la sufre casi todo el país”, explicó que “se debe pura y exclusivamente a esta política de congelamiento de precios que ha sostenido en los […]

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Massa sumó a empresas de hidrocarburos y pymes a los beneficios cambiarios y convierte al CCL en valor de referencia

Se publicó en el Boletín Oficial la norma que autoriza a empresas de hidrocarburos a ingresar hasta el 25% de sus exportaciones por esa vía. Más tarde amplió el beneficio a pymes. La cotización del CCL superó los $ 900 y el “blue” llegó a $ 845. El ministro de Economía, Sergio Massa, flexibilizó hoy el cepo para empresas pymes al habilitarlas a ingresar hasta el 25% de sus exportaciones a través del Contado con Liquidación (CCL), con lo cual consolida esta cotización como valor de referencia. Esta es la cuarta decisión en el mismo sentido que lanzó el jefe […]

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Arcioni presentó en Comodoro Rivadavia la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno

El mandatario encabezó la jornada junto a las secretarias de Energía y de Asuntos Estratégicos de la Nación. “Para lograr políticas públicas e inversiones se necesitan certezas, planificación y seguridad jurídica”, aseguró. El gobernador del Chubut, Mariano Arcioni; la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón y su par de Asuntos Estratégicos, Mercedes Marcó del Pont; presentaron este jueves en Comodoro Rivadavia la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno ante referentes gremiales, empresarios y sectores productivos de la provincia. En el marco del lanzamiento desarrollado esta mañana en el Hotel Austral de la ciudad petrolera, […]

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Bolivia relanza concurso por certificación de reservas de hidrocarburos en medio de menor producción

La estatal boliviana de hidrocarburos, YPFB, lanzó una segunda licitación para cuantificar y certificar las reservas de gas natural e hidrocarburos líquidos al 31 de diciembre de 2023. El proceso original fue cancelado debido a problemas con el sistema de compras públicas. La reunión de aclaraciones contó con la participación de GLJ y Sproule. El adjudicatario deberá cuantificar los volúmenes técnicos recuperables, realizar una evaluación económica y elaborar estimaciones de producción. El trabajo estará centrado en 59 campos de gas natural y 25 de petróleo. Las ofertas por el contrato a 143 días deben presentarse el 18 de octubre y […]

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Costa Rica: Gobierno pidió ayuda a Noruega para estudios sobre explotación de hidrocarburos y gas natural

Presidente Rodrigo Chaves afirmó que se utilizarían tecnologías modernas para conocer tamaño de reservas, en vez de realizar perforaciones. El Gobierno solicitó ayuda a Noruega para realizar estudios no intrusivos que permitan conocer el tamaño de las reservas nacionales de hidrocarburos y gas natural. La gestión ante el país escandinavo fue confirmada, este miércoles, por el presidente de la República, Rodrigo Chaves, durante la conferencia de prensa posterior al Consejo de Gobierno. Franz Tattenbach, ministro de Ambiente y Energía, explicó que el objetivo del estudio es obtener información más precisa a partir de datos con los que ya cuenta el […]

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La séptima Distinción Franco Argentina 2023 sigue premiando a las innovaciones tecnológicas nacionales

La Embajada de Francia fue el escenario elegido para la séptima entrega de la Distinción Franco-Argentina en Innovación 2023. El objetivo de la distinción es estimular la innovación y difundir los procesos de transferencia de conocimientos y tecnología, aplicados a productos y/o procesos en diferentes áreas prioritarias para Francia y Argentina, que busquen mejorar la calidad de vida de la sociedad y promover las innovaciones tecnológicas.

Encabezaron la ceremonia el Embajador de Francia, Romain Nadal; el ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación, Daniel Filmus; y la directora general de Total Austral, Catherine Remy. El concurso es organizado desde 2017 por el Institut Français d’Argentine (IFA) en la República Argentina, con el apoyo de la empresa TotalEnergies, junto con el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación de la Nación.

Premiación

Este año, la propuesta premiada en la categoría Senior fue el proyecto “Fabricación e Implantación del primer dispositivo argentino en escala real para el aprovechamiento de la energía undimotriz, FIPDUA (Fabricación e Instalación del Primer Dispositivo Undimotriz Argentino)”, del Dr. Pablo Alejandro Haim, quien se desempeña como director del Laboratorio de Estudios de Energía Solar (LESES) en la Universidad Tecnológica Nacional Regional Buenos Aires (UTN.BA) y es Jefe de Laboratorio de Energías Alternativas dependiente del departamento de Ingeniería Civil.

En tanto, la distinción Junior la recibió el proyecto “Desarrollo de una plataforma de datos multinivel para la Detección y Alerta de Incendios, DALI-Sense”, del Dr. Rodrigo Gastón Gibilisco, Investigador del CONICET y co-director del recientemente creado “Laboratorio de Estudios Atmosféricos” del Instituto de Química del Noroeste Argentino. Es creador del proyecto Breathe2Change para el desarrollo de estrategias colaborativas entre ciencia académica y ciudadana con el sector público y privado para establecer la primera red de monitoreo de calidad de aire utilizando módulos sensores e instrumentos de referencia federal en la provincia de Tucumán.

En sus palabras, el ministro Filmus aseguró: “Realmente nos parece importantísimo este premio por dos aspectos: primero que es una articulación público-privada, lo que le da una característica particular y que significa la posibilidad de profundizar el vínculo entre Francia y Argentina en la investigación científico-tecnológica. Segundo, quiero señalar que este programa es un ejemplo y Francia marca un horizonte de cómo es la cooperación internacional hoy. Hay que pensar que todo proceso de integración global y de cooperación internacional tiene que pasar seguramente por la ciencia y la tecnología”.

Filmus sostuvo además que “hay avances científico-tecnológicos, pero también hay una mayor polarización entre los países que pueden monopolizar ese avance y aquellos que no lo logran hacer, entre aquellos que pueden usufructuar de los beneficios de esos avances y los que no lo logran. Por eso destaco la actitud de Francia respecto a Argentina, y particularmente la actitud respecto a la ciencia y la tecnología, nos llena de alegría y de compromiso para seguir trabajando en forma conjunta sin lugar a dudas”.

A su vez, el titular de Ciencia agregó: “Me pareció muy interesante, señor Embajador, lo que comentó respecto de que el tema del ambiente esté en el próximo debate presidencial. Uno de los premios aborda un tema central para el futuro de las nuevas generaciones, para saber qué mundo le vamos a dejar a nuestros científicos, qué mundo vamos a dejar a las futuras generaciones y es fundamental que nosotros trabajemos hoy denodadamente para que sea un mundo sustentable”. Y sostuvo que “tenemos que lograr que esos compromisos que ha asumido la humanidad, que han asumido en conjunto las naciones en las COP, se cumplan. Hay que trabajar en esa dirección, la ciencia y la tecnología es el único camino”.

El Embajador de Francia, Romain Nadal, agradeció al Ministerio de Ciencia por el apoyo y manifestó: “Felicito a los dos galardonados 2023. Sentimos un gran orgullo al acompañar sus proyectos innovadores a través de la cooperación franco argentina en sinergia con el sector privado. Sus trabajos son indispensables para nuestras sociedades, que necesitan crear nuevas estrategias que sean también nuevas oportunidades de desarrollo sostenible. Les deseamos mucho éxito en sus trabajos y confiamos en que permitirán abrir nuevas colaboraciones entre nuestros países”.

Por su parte, la  directora general de Total Austral, Catherine Remy afirmó: “Para TotalEnergies es un honor poder acompañar este reconocimiento y apoyo a proyectos científicos de Argentina, que buscan dar respuesta, a través de la ciencia y de la innovación, a los desafíos de la sustentabilidad, aportando soluciones concretas a las problemáticas sociales, ambientales y climáticas”. 

En cuanto al carácter innovador por el que fueron distinguidas las propuestas, cabe destacar que no existe en el país un equipo similar al FIPDUA que pueda ofrecer las prestaciones del equipo. La UTN-FRBA ya cuenta con dos equipos, uno a escala 1:20 y otro 1:10, este último ensayado en varias oportunidades en el Canal de Olas del Instituto Nacional del Agua (INA) e Internacionalmente en el canal de olas del  Instituto de Mecánica de los Fluidos e Ingeniería Ambiental de la República del Uruguay.

Por su parte, DALI-Sense se distingue por su carácter innovador al hacer converger tendencias tecnológicas como la inteligencia artificial avanzada, la evolución de sensores de alta precisión y el análisis de big data en una única plataforma de alerta temprana de incendios. Este enfoque se sitúa en medio de la rápida evolución de la industria 4.0, que abraza la automatización y la interconexión de sistemas, junto con la urgente necesidad de monitorear y proteger nuestros recursos naturales.

Los proyectos ganadores fueron elegidos entre 26 propuestas presentadas, considerándoselos los más innovadores en su rubro. Ambos recibirán un monto en euros otorgado por la Embajada de Francia, más un subsidio en pesos argentinos otorgado por el Ministerio de Ciencia, destinado a cubrir los gastos de traslado entre Argentina y Francia, y manutención por un máximo de siete días para la estadía de investigación en un laboratorio/universidad/centro de investigación, polo tecnológico y/o empresa de base tecnológica que desarrolle temas relacionados al proyecto ganador.

Las áreas temáticas a impulsar en esta edición fueron:

-Transición energética e innovación (energías renovables, eficiencia energética, hidrógeno).

-Calidad del aire (métodos de filtrado, análisis de macropartículas, sistemas de monitoreo, reducción de gases de Efecto Invernadero, estrategias tecnológicas, económicas y legales de gestión de la calidad del aire).

-Tratamiento, reciclado y disminución en el uso de plásticos.

Previo a este evento tuvo lugar el “Encuentro Anual de la Distinción Franco-Argentina a la Innovación: Reflexiones conjuntas sobre los desafíos de la sostenibilidad”, organizado por las tres instituciones que entregan el premio en la sede de TotalEnergies de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

El seminario se realiza desde 2021 y reúne a expertas y expertos franceses y argentinos en las diferentes áreas de la distinción (calidad del aire, tecnología del agua, transición energética y reducción de plásticos). También es la oportunidad para que los y las premiadas den cuenta del avance de sus líneas de investigación y desarrollo de soluciones sostenibles para nuestro planeta.

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La transición energética demandará una inversión global de US$ 37 billones hasta 2030

Las energías renovables y otras soluciones bajas en carbono deberán aumentar del 12% del suministro de energía en 2021 al 50%-70% para 2050 para limitar el calentamiento global a 1.5 ° C por encima de los niveles preindustriales. Esto es aproximadamente tres veces más rápido que las transiciones anteriores, como la del carbón y los hidrocarburos, según un informe del Centro de Impacto Energético de la consultora Boston Consulting Group (BCG).

El trabajo, titulado «The Energy Transition Blueprint», indica que lo que se proyecta es que el consumo mundial total de electricidad se duplique aproximadamente para 2050. Más de 775 millones de personas en todo el mundo todavía no tienen acceso a la electricidad. Al mismo tiempo, las sociedades necesitan más de 20 MWh de energía primaria por persona para alcanzar niveles muy altos de prosperidad.

El camino a seguir

Para abordar estas demandas competitivas, la sociedad debe acelerar masivamente la sustitución y la reducción del uso de combustibles fósiles. Cinco palancas tecnológicas pueden permitirnos alcanzar nuestros objetivos en la transición: aumentar la eficiencia energética; electrificar los usos finales, a través, por ejemplo, de vehículos eléctricos o bombas de calor; descarbonizar el suministro de energía; el uso de combustibles con menos emisiones de carbono en casos de uso difíciles de abordar; e implementar la captura de carbono.

Sobre esto, Maurice Berns, managing director y senior partner de BCG, quien preside el Centro de Impacto Energético y coautor del informe, señaló que “la mayoría de las herramientas que necesitamos para llevar nuestro sistema energético a cero emisiones netas ya están disponibles”.

A su vez, el ejecutivo de BCG planteó: “Lo que necesitamos con urgencia son políticas, casos de negocio comprobados y capacidades para llevar a cabo la transformación más grande y crítica en tiempos de paz en nuestra historia económica”.

Una brecha de inversión significativa

Se necesita una inversión de 37 billones de dólares para 2030 para financiar la transición energética. De este monto, como máximo, ya se han comprometido US$19 billones, dejando una brecha de inversión de 18 billones de dólares. Necesitamos la misma cantidad de inversión en la red eléctrica como en nueva capacidad solar y eólica, para evitar generar energía de bajo carbono que quede desaprovechada mientras la red se pone al día. El petróleo y el gas deben reducirse rápidamente, pero seguirán siendo necesarias inversiones selectivas para garantizar la seguridad del suministro de energía para nuestras sociedades.

La mayoría de los escenarios de emisiones netas cero requieren un suministro de petróleo y gas equivalente al 50% -80% del suministro de 2021 en 2030, y los activos productivos actuales no satisfarán la demanda de 2030 en adelante.  El enfoque debe centrarse en el desarrollo de la producción de petróleo y gas más asequible y con la menor intensidad de gases de efecto invernadero.

Un cambio tectónico en el sistema energético

De acuerdo a lo que se plantea en el informe, la economía de nuestros sistemas energéticos cambiará fundamentalmente como resultado de la transición. La energía pasará de ser un recurso extraído a uno manufacturado, lo que requerirá una inversión inicial mucho más alta, pero costos operativos más bajos. Se espera un aumento sustancial en la volatilidad de los precios, y el almacenamiento de energía sigue siendo un desafío a medida que la combinación energética cambia de los combustibles fósiles a la electricidad y el hidrógeno.

En la actualidad, solo hay capacidad para almacenar una o dos horas de consumo eléctrico promedio en Europa y Estados Unidos. El diseño del mercado eléctrico requerirá una revisión significativa para abordar la ciclicidad, la creciente volatilidad y la incertidumbre en los mercados energéticos. Los costos de transporte de energía también aumentarán considerablemente debido al cambio en la combinación energética, lo que probablemente llevará a que los centros de producción industrial a nivel global se reubiquen donde la energía sea menos costosa.

Respecto a esto Patrick Herhold, managing director y senior partner de BCG, y coautor del informe, aseveró que “una aceleración significativa de la transición hacia la energía verde es esencial para mantener un planeta habitable tanto para hoy como para las generaciones futuras”.

Asimismo, Herhold agregó que “como en cualquier transformación, los desafíos y la disrupción que conlleva no deben subestimarse. Sin embargo, también ofrece tremendas oportunidades; a largo plazo, un sistema energético en su mayoría verde puede resolver el dilema energético actual en torno a la sostenibilidad, asequibilidad y seguridad energética”.

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Refinor paró la planta por 45 días ante la falta de crudo y el congelamiento del precio de los combustibles

Refinor, que junto a YPF abastecen al 75% de las estaciones de servicio del norte del país, está en una crítica situación porque no cuenta con suficiente petróleo para la planta y tiene que abastecer sus estaciones de servicio comprando combustible generalmente a pérdida. Desde agosto sintió el impacto del congelamiento de precios en los surtidores. En la actualidad tiene frenada la planta salteña de Campo Durán por 45 días, lo que despertó una alerta en el sindicato. La compañía está comprando combustible a mayor costo para abastecer a su red de 90 estaciones de servicio.

El paquete accionario de Refinor, que comenzó a operar en 1992, pertenece en un 50% a YPF y en un 50% a Integra, el holding de José Luis Manzano, que desde octubre del año pasado desembarcó en la refinadora a través de la subsidiaria Hidrocarburos del Norte.

Refinor tenía como objetivo fortalecer el abastecimiento de combustibles en el norte y abastecer la creciente demanda de los proyectos de litio de la Puna. Pero ahora el congelamiento de precios puso en jaque a la destilería.

La crisis de la empresa es consecuencia de la situación actual de escasez de combustibles, sobre todo gasoil y nafta súper, que hay en el norte y centro del país. Desde la única refinería de la región, la compañía abastece a siete provincias: Salta, Jujuy, Tucumán, Santiago del Estero, Chaco, La Rioja y Catamarca. También operan un poliducto de 1.100 km y produce derivados.

Congelamiento

La refinería de Campo Durán tiene una capacidad para procesar 4.150 metros cúbicos por día (m3/d), aunque alcanza su punto óptimo al colmar su capacidad de producción de naftas en 2.000 m3/d. Con el historial de baja inversión en la cuenca del Noroeste, que hoy produce apenas 750 m3/d, la refinería venía operando a mínima carga y en forma intermitente para acumular petróleo crudo. Hasta hace un mes ingresaban entre 600 y 650 m3/d, pero, por distorsiones que se produjeron en el mercado de combustibles con el congelamiento de precios, Campo Durán estaba procesando sólo 300 m3/d. Por este motivo tuvo que frenar la operación hasta mediados de noviembre.

En los hechos, el acuerdo de palabra entre Sergio Massa y las petroleras implicó que las refinadoras recibirían un crudo Medanito de la cuenca Neuquina a US$ 56 por barril. Como contrapartida, el petróleo crudo excedente se autorizaría para exportación a un precio mayor, según el mercado internacional. En este escenario, las pequeñas y medianas refinerías del centro del país intentaron conseguir el crudo a precio interno, pero pocas accedieron. La mayoría terminó adquiriendo la materia prima a un precio mayor en la cuenca del Noroeste, que no realiza exportaciones.

Fuentes de las refinerías afectadas afirmaron a EconoJournal que “es esencial la intervención de la Subsecretaría de Hidrocarburos para ordenar el suministro de crudo y obtener lo mejor para el sistema. Es necesario hacerlo de manera urgente”. 

Los combustibles están muy baratos comparados con el costo que tenemos. No contamos con crudo suficiente porque la cuenca (del Noroeste) declinó, pero necesitamos abastecer a nuestra red, entonces tenemos que comprar combustibles. Cuando el precio en surtidor estaba en línea con la importación, podíamos competir. Con el congelamiento, que comenzó en 2019, cumplimos cuatro años donde muchas veces compramos combustible a pérdida”, explicaron fuentes de Refinor.

Cómo llegó a esta situación

YPF abastece a Refinor de volúmenes de combustibles que le hacen falta para cubrir la demanda de su red, pero, para esto, la petrolera tiene que importar combustibles a precio internacional. “Al tener que volcarlo al mercado interno nos obliga a poner precios mayores, lo que no nos permite competir”, destacaron las mismas fuentes.

Históricamente Refinor vendió los combustibles al mismo precio que YPF, que domina casi el 60% del market share del mercado y tiene los precios más bajos del país. Desde la guerra entre Rusia y Ucrania empezó a faltar combustible y se disparó el costo de importación. El año pasado Refinor perdió US$ 20 millones por la diferencia en los precios, pero tuvo que hacerlo “para no perder market share”, añadieron las mismas fuentes. Esta situación también provocó que Refinor acumule deudas con las operadoras de los yacimientos.

“Tenemos precios congelados y nos falta el crudo. Compramos combustibles más caros que al precio que lo vendemos. Todo esto genera una situación complicada que estamos tratando de revertir”, describieron desde la refinadora. Y agregaron que “la planta está parada por el poco crudo que ingresa. Es normal que paremos por 15 días para acumular y volver a arrancar, pero no es normal que paremos ahora por tanto tiempo”.

Además, Refinor quedó afuera del Régimen de Incentivos al Abastecimiento Interno de Combustibles (RIAC), un plan que lanzó el gobierno en 2022 que otorga beneficios impositivos a refinadoras que importan naftas y gasoil, pero que exige un aumento de 10% interanual del abastecimiento local, un requisito prácticamente imposible para Refinor.

Alternativas

Las posibles alternativas que maneja la compañía para que no se agudice su situación es que el gobierno genere las condiciones para el retorno del crudo a Campo Durán. Al mismo tiempo, que las refipymes (pequeñas refinerías del centro y sur del país) también se garanticen el abastecimiento, pero evitando que lo hagan en el norte, como ocurre ahora.

Adicionalmente, en el sector circula la idea de potenciar la carga a partir de un programa de incentivos para llevar crudo de cuenca Neuquina al norte del país. De todos modos, en Campo Durán esperan que se resuelvan las distorsiones que genera la política de precios por debajo de los costos.

Situación gremial

En los últimos días, el Sindicato de Trabajadores del Petróleo y Gas de Salta y Jujuy emitió un comunicado de alerta que fue replicado a nivel nacional por la Federación Argentina de Petróleo, Gas y Biocombustibles. El pedido es ante el gobierno nacional para “garantizar las fuentes laborales”.

La planta cuenta con un plantel de 400 trabajadores directos, pero otros tanto de manera indirecta. El cierre por 45 días profundizó la situación. El próximo lunes a la tarde hay una audiencia en el Ministerio de Trabajo de la Nación en la ciudad de Buenos Aires.

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, Roberto Bellato

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Los subsidios energéticos bajaron un 17,5% en lo que va del año, pero siguen más altos que en 2021

En medio de la polémica por la suba del gasto durante la campaña electoral, el Gobierno puede al menos mostrar como un logro haber reducido en un 17,5% los subsidios a la energía en lo que va de 2023. Esto obedeció, según un informe elaborado por Economía & Energía, a “la disminución de los precios internacionales, la mejora hídrica, el proceso de segmentación tarifaria y, en menor medida, la ampliación de la capacidad de evacuación de gas natural desde la Cuenca Neuquina”.

No obstante, las transferencias orientadas al sector siguen teniendo un impacto significativo en las arcas nacionales. De hecho, expresan una leve suba en comparación con los fondos erogados durante los primeros nueve meses de 2021.

En términos monetarios, el reporte indicó que entre enero y septiembre de este año los subsidios llegaron a 8.282 millones de dólares; o sea, US$ 1.759 millones menos que los US$ 10.041 millones desembolsados en los primeros nueve meses de 2022, pero US$ 155 millones más que los US$ 8.127 millones verificados en el mismo lapso de 2021.

El recorte con respecto a la temporada pasada tuvo como epicentro a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). En ese sentido, el trabajo resaltó que “la reducción del costo monómico de generación y el aumento del precio abonado por la demanda (precio estacional), permitieron una baja de los subsidios desde los US$ 65 por megawatt/hora (Mwh) en los primeros ocho meses de 2022 a US$ 47 por Mwh en idéntico período del presente año”.

En concreto, los fondos volcados a Cammesa disminuyeron desde los US$ 6.909 millones acumulados entre enero de septiembre de 2022 hasta los US$ 4.668 millones en el mismo lapso de 2023.

Los subsidios destinados a la estatal Enarsa, en cambio, se incrementaron en la comparación interanual. Esto sucedió, de acuerdo con Economía & Energía, “a pesar de la contracción que experimentaron los precios internacionales”.

Recorte y segmentación

Los subsidios a la energía se convirtieron en una mención recurrente dentro de los discursos políticos de los máximos aspirantes a ocupar la Presidencia de la Nación. En la recta final de su campaña, el ministro de Economía y candidato por Unión por la Patria (UP), Sergio Massa, presentó el proyecto de Ley de Presupuesto Nacional 2024, con el que se prevé alcanzar el equilibrio fiscal a partir de una mayor recaudación y de una fuerte reducción de los subsidios al segmento.

Atada a los compromisos sellados con el Fondo Monetario Internacional (FMI), la propuesta de Massa para el año que viene apunta a destinar un 7,1% del gasto público al abastecimiento de energía, la inversión y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos y mineros.

La idea es que un 62,63% de los costos mayoristas del sistema eléctrico sea cubierto por los usuarios en el marco de la segmentación tarifaria. Vale aclarar que para 2023 estaba previsto que el gasto estatal oscilara en torno a un 9,8% del presupuesto y que los usuarios cubrieran un 49% del total.

Similar sería la evolución de la política de subsidios en el caso del gas natural. Entre otras medidas, en dicho ámbito se procurará incentivar las inversiones en exploración y explotación de nuevos yacimientos, además de ampliar la cantidad de usuarios beneficiados por el Programa Hogares con Garrafa (HOGAR).

Planes opositores

La política tarifaria que plantean los principales asesores energéticos de Patricia Bullrich se basa en la implementación de aumentos “reales, mensuales y poco graduales”, respetando la segmentación por nivel de ingresos y la aplicación de una tarifa social federal.

En materia gasífera, específicamente, la candidata presidencial de Juntos por el Cambio (JxC) anticipó que respetará los compromisos firmados bajo el Plan Gas.Ar, aunque promoviendo una paulatina liberación a partir de 2028, con tendencia al precio export parity, y sin descartar una eventual renegociación contractual con las distribuidoras. Con respecto a los combustibles, la intención de Bullrich sería acoplar sin demasiado gradualismo su valor local al del mercado regional e internacional.

Más extrema aún es la visión de Javier Milei, quien impulsa una fuerte reducción de los subsidios energéticos en todos los estratos sociales, proyectando un abrupto aumento de las tarifas. Según el candidato de La Libertad Avanza (LLA), su gobierno sólo subsidiaría de manera directa a los usuarios más vulnerables, estipulando un límite de consumo.

El ganador de las elecciones Primarias Abiertas Simultáneas y Obligatorias (PASO) también expresó que cumplirá con los acuerdos del Plan Gas.Ar. No obstante, proyectó el restablecimiento del mercado a término, además de impulsar una migración de los contratos con Cammesa y Enarsa hacia los consumidores del gas.

Finalmente, Milei adelantó que de resultar electo abolirá los derechos de exportación y los aranceles de importación para el petróleo y los combustibles. Así, las naftas y el gasoil en el mercado interno igualarían bruscamente la cotización export parity.

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, Redaccion EconoJournal

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Rusia reabre las exportaciones de gasoil con la condición de volcar la mitad de la producción en el mercado interno

Rusia volvió a permitir las exportaciones de gasoil bajo la condición de que las productoras destinen la mitad de su producción al mercado interno. La nueva disposición alivia a los compradores del combustible ruso como Brasil, aunque podría implicar una disminución en los volúmenes de gasoil que exporta, restringiendo oferta al mundo.

El gobierno ruso informó este viernes el levantamiento de la prohibición de exportación de gasoil, mientras que las exportaciones de naftas seguirán suspendidas. La medida había sido implementada dos semanas atrás para incrementar los stocks y forzar una baja en los precios domésticos del gasoil y las naftas, los cuales disminuyeron luego de dos semanas un 21% y 16%, respectivamente. Estas disminuciones fueron sobre los precios por tonelada y el gobierno espera que se traduzcan en bajas en los precios en los surtidores.

Condición

La nueva normativa indica que se habilita la exportación del gasoil que llega a los puertos rusos mediante tuberías. Esta modalidad representa el grueso del gasoil que Rusia suele exportar a través de sus puertos en el oeste del país.

No obstante, las petroleras deberán volcar el 50% de su producción de gasoil al mercado interno para poder exportar. Esta condición supondría una nueva reducción en los volúmenes que Rusia exporta. El país ya venía reduciendo sus exportaciones antes de la prohibición: en los 20 días de septiembre antes de la prohibición se exportaron 1,7 millones de toneladas (unos 630.000 barriles diarios), un 30% menos que en los primeros 20 días de agosto.

Rusia suele exportar un millón de barriles diarios de gasoil. En 2022 produjo unas 85 millones de toneladas métricas de gasoil, de las cuales exportó unas 35 millones.

Adicionalmente, el gobierno impuso un «derecho protectivo» o arancel de 50.000 rublos (495,6 dólares) por tonelada a los exportadores que no producen su propio gasoil y que lo compran en el mercado interno. “El gobierno está reprimiendo los intentos de los revendedores de comprar combustible por adelantado para su posterior exportación una vez que se levanten las restricciones actuales. Esto también les impide exportar combustible de clase bajo la apariencia de otros productos”, afirmó el Kremlin. También restableció un subsidio específico para compensar a las refinerías por los ingresos perdidos por vender al mercado interno.

Brasil

El levantamiento de las exportaciones supone un alivio para el Brasil. El vecino país se transformó este año en un gran comprador del combustible ruso, seducido por los precios con descuentos por las sanciones contra Rusia.

En lo que va del 2023 el 35,8% de las importaciones de gasoil en Brasil provinieron de Rusia. Comenzaron en febrero y fueron escalando hasta alcanzar el 70% de las importaciones de agosto. Rusia ya había superado en abril a Estados Unidos como el principal origen del gasoil importado en el país vecino.

Petrobras dijo que la medida rusa no suponía un riesgo para el abastecimiento, en respuesta a las preocupaciones que la medida rusa generó en el sector de comercialización y denuncias de las estaciones por falta de stocks. El presidente de la compañía, Jean Paul Prates, había dicho que la empresa podrá importar volúmenes adicionales de diésel si es necesario y si la operación tiene sentido para la empresa.

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, Nicolás Deza

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Por empresas, potencias y zonas: El detalle de los proyectos que compiten en el MATER

Tal como informó Energía Estratégica, la nueva ronda del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) atrajo una cifra récord, con más de 60 proyectos por 5300 MW que compiten por prioridad de despacho. Es decir, que la potencia máxima solicitada es prácticamente la misma que la capacidad renovable instalada en la actualidad (5562 MW) 

La energía eólica abarcó 34 centrales (3632 MW) mientras que la fotovoltaica ocupó los restantes 26 emprendimientos (1602,5 MW). Y la magnitud numérica de proyectos renovables presentados en esta convocatoria del nuevo MATER 360, Energía Estratégica trae un resumen de los aspectos relevantes de las ofertas que se dieron a conocer. 

Potencias

Casi la mitad de las solicitudes corresponden a parques mayores a 100 MW de capacidad, los cuales suman 4639,1 MW si se toma en cuenta la potencia absoluta de cada planta; pero de ello, el máximo que compite por prioridad de despacho es de 3482,8 MW.  

Las centrales que van entre los 500 y 100 MW se ubican en el segundo escalón de esta ronda gracias a los 18 proyectos que suman 1495,7 MW pedidos ante CAMMESA (1674,4 MW si se cuenta la totalidad de la capacidad). 

Mientras que, en menor escala, hubo 10 emprendimientos de 5 a 20 MW (valores similares a los de la reciente licitación RenMDI) por 125,5 MW; además de otras 7 plantas de generación entre 20 y 50 MW que, en conjunto acumulan 225,5 MW de potencia máxima adjudicable.

Empresas

La convocatoria respectiva al tercer trimestre atrajo el interés de varias entidades, desde aquellas de menor envergadura o escala de proyectos llevados adelante hasta jugadores del sector energético nacional con una vasta experiencia en el mercado renovable. 

Entre algunos ejemplos más claros se puede mencionar que Genneia fue la firma con más propuestas, ya que exteriorizó 9 parques por 1028,1 MW de capacidad (4 fotovoltaicos por 455 MW y 5 eólicos por 573,1 MW). 

Por otra parte, Petroquímica Comodoro Rivadavia, a través de su subsidiaria Luz de Tres Picos SA, repitió postulación en el mercado entre privados, en esta oportunidad con 6 proyectos eólicos por 1359,2 MW. Aunque cabe aclarar que sólo solicitó prioridad de despacho máxima de 518,9 MW, considerando que logró ser adjudicado en pasadas rondas. 

Mientras que la multinacional RP Global presentó 4 parques fotovoltaicos por 390 MW y 2 eólicos por 685 MW (total de 1075 MW). La particularidad de esta compañía es que pidió prioridad para el que podría ser el parque eólico más grande de Argentina (superando al PE Madryn de Genneia – 222,3 MW instalados) y uno de los más importantes de Latinoamérica, ya que, de adjudicarse y concretarse el PS Yuncon, sumaría 540 MW al sistema.

Otra peculiaridad de este llamado del MATER 360 es la vuelta de Latinoamericana de Energía a la competencia en convocatorias de esta índole, puntualmente con el PS Diaguitas III (5 MW) y el PE Los Caldenes (80 MW).

Zonas

La provincia de Buenos Aires fue la provincia más elegida con casi la mitad de las solicitudes ante CAMMESA (25); seguida de San Luis (9), Mendoza (6) y San Juan (6). Por ende, el corredor integrado por Comahue – PBA fue el más solicitado, dado que hubo 32 centrales por 3.500 MW que solicitaron prioridad de despacho con posibilidad de un curtailment de hasta 8%. 

Ello se debe a que, tal como anticipó Energía Estratégica (ver nota), dicho corredor podía contar entre 900 MW (700 MW eólicos + 200 MW solar u otra tecnología) y 1200 MW (933 MW eólicos + 267 MW solar u otra fuente de generación), dependiendo de si los proyectos fueran todos de zona Buenos Aires o si se presentaran todos en Comahue.

Mientras que la zona integrada por el Centro – Cuyo – NOA cuenta con 130 MW  sin restricciones limitaciones circunstanciales para inyectar energía o cerca de 400 MW para la inyección renovable bajo la asignación Referencial «A». 

Estado actual del MATER

Más allá del récord de los 60 proyectos y 5300 GW en competencia por alrededor de 1750 MW asignables, el Mercado a Término de Energías Renovables ya lleva 77 solicitudes adjudicadas con prioridad de despacho por un total 2522,3 MW de capacidad; aunque sólo 28 centrales fueron habilitadas comercialmente (812 MW).

Por lo que, de adjudicarse los 1750 MW previstos por CAMMESA y entrar en operación los 1710,3 MW que ya fueron asignados en pasadas rondas, podrían aportar 3460,3 MW más a la red, lo que significaría más de la mitad de la capacidad renovable instalada hoy en día. 

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Otro revés: EDF Renewables se retira de su proyecto fotovoltaico en Cundinamarca de 50 MW adjudicado en 2021

“Debido a retrasos significativos en los permisos y licencias ambientales por parte de entidades locales, EDF Renewables y sus socios han decidido retirarse del desarrollo energético en la planta energética de Girardot, Cundinamarca”, informó la compañía ayer en un comunicado de prensa.

Se trata del proyecto ‘Planta de Generación Solar Pubenza PSR 2’, de 50 MW, donde la francesa adjudicó en la última subasta a largo plazo estatal, realizada en 2021, 254.899,6 kWh/día de energía.

Lo hizo al precio más competitivo de todas las ofertas seleccionadas: a 118,7 pesos por kWh.

Cabe recordar que, junto a ese emprendimiento de Cundinamarca, EDF Renewables también se quedó con 429.999,7 kWh/día de energía que provendría de Bosques Solares de los Llanos 6, de 79,6 MW, donde ofertó el mismo precio: 118,7 pesos por kWh.

Sin embargo, la compañía ahora da marcha atrás con Pubenza PSR 2. Además de retrasos en permisos y licencias ambientales, también esgrimió problemas de “cambios regulatorios y fiscales que han ocurrido desde que sucedió la subasta”.

“Entre ellos, la reforma tributaria que impactó las rentabilidades de los proyectos y los beneficios de la Ley 1715, para promover las energías renovables”, argumentó EDF en su comunicado.

También apuntó al contexto macroeconómico “con alzas en las tasas de interés y la volatilidad de la tasa de cambio, han dificultado aún más el proceso”.

Pero, probablemente, el golpe más duro se haya dado luego de la determinación del Consejo de Estado del pasado 8 de septiembre, cuando anuló el marco regulatorio de la subasta de energía por su “inconstitucionalidad”.

Después de ello, el Gobierno Nacional, a través de XM, mandó la instrucción de ejecutar las garantías de puesta en operación del proyecto por un monto de más de 4.600 millones de pesos, a pesar de los esfuerzos y comunicaciones enviadas para que esto no sucediera.

“La mayor responsabilidad de la no entrada en operación del proyecto, es la no otorgación de los permisos y licencias por la corporación regional, la cual incumplió los plazos establecidos en el Decreto 1076 de 2015”, advirtió EDF y remató: “Esperamos recibir el apoyo del gobierno sobre este asunto”.

Cabe resaltar que este es el segundo proyecto renovable de gran envergadura en Colombia que da marcha atrás por este tipo de inconvenientes. Meses atrás, en mayo, lo había hecho Enel al suspender la construcción de su parque eólico Windpeshi, en La Guajira, y ponerlo a la venta.

“Esta decisión, adoptada por la Junta Directiva de la compañía luego de agotar las instancias corporativas internas, se tomó ante la imposibilidad de garantizar los ritmos constructivos del proyecto, debido a las constantes vías de hecho y altas expectativas que superan el marco de actuación de la organización”, había argumentado la empresa italiana.

En conclusión, EDF advirtió que este tipo de situaciones genera que “de aproximadamente 2 GW de proyectos en procesos que han sido adjudicados, ningún proyecto eólico o solar en Colombia se encuentra en operación actualmente”.

“Esto no solo es una desventaja competitiva para el país frente a otras naciones de la región, sino que también presenta un panorama de incertidumbre frente al Fenómeno de El Niño que se vive”, señaló la empresa francesa.

Pero concluyó: “Aun así, EDF Renewables cree firmemente en la importancia de la transición energética y la influencia de la justicia tarifaria en el desarrollo del país”.

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Incertidumbre por el próximo Mercado de Balance de Potencia: Admonitor sugiere vender en contratos bilaterales a 3 años

El Mercado de Balance de Potencia (MPB) es un mercado de capacidad que existe desde que está el Mercado Electrico Mayorista (MEM) en México donde se registran unidades como turbogas con combustóleo o diésel cuyo precio variable es muy alto y ronda entre los 4 mil hasta 12 mil pesos por MW hora.

Debido a que el precio es muy oneroso, las unidades no son despachadas con frecuencia ya que la inversión no se recupera por la pura venta de energía porque los márgenes de venta son muy pequeños. 

No obstante, estas unidades son importantes porque se requieren cuando se llega la máxima demanda del sistema. Esto se previó en el MEM, por eso el Mercado de Balance de Potencia surge como un incentivo para que los generadores vendan esa energía.

Fuentes cercanas a Admonitor explican a Energía Estratégica en detalle cómo funciona el mercado que representa cerca del 30% de la tarifa final del usuario: “El incentivo radica en que se mapeen las 100 horas críticas donde el sistema estuvo en estrés y se premie a todos los generadores o pickers que estuvieron disponibles en esos instantes”. 

“De esta forma, los generadores disponibles recuperan la inversión y pueden solventar sus costos fijos a través de este mercado. Entonces a los centros de carga que demandan energía en estas 100 horas críticas se les calcula un requerimiento de potencia y ahí tienen en automático la oferta y la demanda y se les transfiere el producto”, agregan.

De acuerdo a los expertos, en el último MBP la información se publicó a medias como es de costumbre con la actual administración: el precio del combustible fue 5 veces mayor a años anteriores pero no se sabe en qué nodos se interconectaron. 

En efecto, aseguran que el Mercado de Balance de Potencia del año anterior estuvo cercano a los 3 millones de pesos, cuando en los mercados pasados, alcanzó 1.6 millones de pesos. 

Para los analistas de Admonitor, no hay descripción clara de los nodos ni de lo que está pasando y el CENACE trata de ser transparente sin serlo dejando la información a medidas. Estas barreras de información por parte del operador hacen que sea imposible para la industria privada reconstruir precios. 

Y auguran: “La mayoría de los participantes del mercado apuestan a que el precio va a volver a salir en 3 millones de pesos o en una cifra similar y se han complicado las transacciones bilaterales entre participantes porque los generadores están esperando el mercado de balance de potencia para liquidar a precio spot”.

“Eso complica el suministro calificado, porque los generadores no quieren vender o solo venden a precios exorbitantes para cubrirse. Si todo el mundo espera al Mercado de Balance de Potencia va a haber una sobreoferta de capacidad y puede distorsionar el precio”, agregan.

Cómo revertir esta situación, según Admonitor

En este contexto, todos los participantes del mercado están llevando negociaciones y se encuentran en un periodo de craving que se prolongará entre octubre, noviembre y diciembre. 

Cuando salga el Mercado de Balance de Potencia preliminar que se publica entre diciembre o enero, si el precio se encuentra alto se acabó el craving y todo el mundo va a querer vender al mercado y si el precio sale bajo va a ser una gran sorpresa para todos los participantes.

Según el análisis de Admonitor, los generadores tienen que entender que el Mercado de Balance de Potencia es de última instancia por su volatilidad y que deben hacer transacciones bilaterales de 3 años para minimizar la exposición al precio.

“No consideramos que sea una buena práctica suspender la venta de energía a la espera del MBP Es un tema relevante que desafortunadamente los usuarios finales no entienden y que la propia industria tiene mucha incertidumbre de lo que es, cómo funciona y cómo le está pegando en su cartera”, concluyen.

 

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Grandes Clientes evalúan constituirse como Think Tank y abordar retos del mercado de consumo

Grandes Clientes buscan una participación más activa en el sector eléctrico panameño. Pero, de acuerdo con Juan Manuel Urriola debido a complicaciones burocráticas, hay dos asientos disponibles para Grandes Clientes que no se están pudiendo ocupar activamente en el Comité Operativo del Centro Nacional de Despacho (CND).

Por ello, el exsecretario de Energía de Panamá y actual asesor de la Asociación de Grandes Clientes Eléctricos de Panamá (Agrandel) y NSOLAR enfatizó la necesidad de dar más voz a los usuarios finales, que son los más afectados por las decisiones tomadas en el mercado eléctrico.

Debido a esta falta de representación, adelantó que los grandes clientes están considerando la creación de un «think tank» que incluya al resto de consumidores finales y les permita debatir soluciones y presentar propuestas para influir en la toma de decisiones.

«Nosotros nos vamos a constituir en un think tank para poder ya no solamente ser los grandes clientes, sino ser el mercado de consumo que tiene algo que decir», reveló.

Uno de los problemas que más preocupa a este mercado de consumo es el precio de la energía. Desde el primero de julio, se ha estado debatiendo el pliego tarifario para los próximos cuatro años en Panamá. Sin embargo, hasta la fecha, si bien las distribuidoras han publicado sus tarifas, el ente regulador aún no les ha otorgado carácter oficial.

En el caso de organismos a cargo de licitaciones, instó a los organismos oficiales a ofrecer información más transparente y accesible; ya que, si bien se publicó el acta de recepción de ofertas y se transmitió en vivo el evento, no se ha compartido por escrito el detalle de ofertas de proponentes de la última licitación de manera oficial.

Sobre el mismo tema, el exsecretario de Energía de Panamá también criticó la falta de timing de estas licitaciones. Desde su óptica, las demoras en convocar el proceso y luego la prisa a último momento, terminaron por dejar una convocatoria exitosa para algunos pero que eventualmente podría impactar negativamente en los precios para los consumidores finales.

“Le dieron vueltas y más vueltas para luego hacerla de urgencia y que todo el mundo tenga que tener su oferta lista en el momento. Normalmente se debe dar 60 a 90 días para un acto público, pero se dieron 15 días. Y resulta que lo hicieron en el peor momento”.

“¿Por qué en el peor momento? Porque al precio lo jaló para arriba el mercado ocasional. Esos contratos, sí van a tener buenos precios porque hoy las compras en el mercado ocasional de la distribuidora van a exceder los 300 millones de dólares. Para los que están vendiendo entre más alto el precio es mejor, también es bueno porque podrán cubrir lo que necesitan las distribuidoras y todo el mundo pareciera que estuviera feliz, pero el único que no tiene forma de participar si tiene algo qué decir es el usuario final y eso no es justo”, observó.

Esto no sería algo nuevo y ejemplifica esta preocupación con los contratos de largo plazo adjudicados años atrás a centrales a gas que aún no generan un beneficio claro para los consumidores.

“Todos las centrales a LNG suman durante la vigencia de su contrato un costo de la potencia de 6,000 millones de dólares, 6,000 millones de dólares que lo tienen que pagar los usuarios finales, sin considerar la generación de ningún kilovatio hora”.

“El mercado así no funciona y no es justo. Necesitamos un mercado equilibrado. Yo estoy de acuerdo que quien invierte gane dinero pero que lo haga justamente. Los empresarios pueden tener el derecho de hacer todo lo que quieran, pero el que regula el sector también tiene el derecho y está puesto ahí no para defender a los usuarios solamente sino para que haya un balance”.

Por eso, en última instancia, Urriola aboga por un mercado eléctrico con reguladores más eficientes y transparentes, destacando la necesidad de un equilibrio entre los intereses de los empresarios y los consumidores, y donde la voz de los grandes clientes sea escuchada y tomada en cuenta en la toma de decisiones del sector energético.

La propuesta de constituir un «think tank» por parte de los grandes clientes y para todos los consumidores del sector eléctrico busca abordar los retos del mercado y garantizar que se tomen decisiones equitativas y eficientes en beneficio de todos los involucrados en el sector eléctrico panameño.

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El detrás de escena de la fabricación de módulos de JA Solar

JA Solar, líder en diseño, desarrollo, fabricación y comercialización de células y módulos fotovoltaicos, brindará un nuevo webinar junto al medio de noticias internacional Energía Estratégica.

Bajo el título «El detrás de escena de la fabricación de módulos de JA Solar», el evento tendrá como fin compartir los detalles más significativos del proceso de fabricación de la compañía, desde la selección de la materia prima hasta la creación del producto final, recorriendo cada etapa relevante en el camino.

Dos figuras destacadas en la empresa en Latinoamérica serán los ponentes principales: Victoria Sandoval, gerente de ventas para Latinoamérica de JA Solar, y Victor Soares, gerente técnico para Latinoamérica de JA Solar. Ambos aportarán su vasta experiencia y conocimientos en la industria fotovoltaica para brindar una visión completa y detallada de los avances en la cadena productiva fotovoltaica y su contribución al crecimiento de la industria.

INSCRIPCIÓN

JA Solar ha ganado reconocimiento a nivel internacional gracias a su compromiso con la innovación tecnológica continua, su estabilidad financiera y su extensa red global de ventas y servicios. Como uno de los fabricantes de módulos Tier 1 líderes en el sector fotovoltaico, su experiencia y liderazgo son sinónimo de calidad y confiabilidad.

La participación de JA Solar en todas las etapas de la producción de módulos es un testimonio de su compromiso con la excelencia. Desde la transformación del lingote y obleas en celdas solares hasta la creación de los módulos finales, la empresa se involucra de manera integral en la vertical de producción.

«Cubrimos todas las etapas, desde lingot hasta paneles, y trabajamos con toda la cadena: vidrio, EVA, celda, ribbon, etc…», adelantó Victor Soares, gerente técnico para Latinoamérica de JA Solar. 

INSCRIPCIÓN GRATUITA

Esto garantiza un control total sobre la calidad y la eficiencia de sus productos, lo que a su vez se traduce en sistemas de energía solar más confiables y de alto rendimiento.

En el contexto de Latinoamérica, JA Solar ha establecido una fuerte presencia en mercados clave como Brasil, Chile, Colombia, México y Panamá. La empresa cuenta con representantes comerciales y brinda soporte técnico desde estos países al resto de la región, fortaleciendo su compromiso de ofrecer soluciones de energía solar de vanguardia y sostenibles.

Este webinar representa una oportunidad única para profundizar en la tecnología y el riguroso proceso de fabricación que respaldan la calidad y la eficiencia que JA Solar aporta a la industria. No pierdas la oportunidad de participar en este evento exclusivo y estar al tanto de los últimos avances en tecnología solar.

INSCRIPCIÓN GRATUITA

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Coordinador Eléctrico de Chile proyecta que se duplique la capacidad instalada de PMGD

El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile pronostica que habrá una elevada evolución de proyectos catalogados como Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD – Hasta 9 MW) durante el transcurso de los años venideros 

“Se espera que en el corto plazo se incorporen 2,3 GW de capacidad en los próximos dos o tres años, ya que esa cantidad está declarada en construcción y cerca de 1 GW de Informes de Criterios de Conexión (ICC) emitidas hasta la fecha”, señaló durante un webinar Paulo Oyanedel, director de la Unidad de Monitoreo de la Competencia del Coordinador. 

Es decir que, de concretarse todos esos emprendimientos, prácticamente se duplicaría la potencia operativa en PMGD, considerando que actualmente hay 2667 MW de capacidad instalada repartidos entre centrales fotovoltaicas (2142 MW), mini-hidroeléctricas de pasada (165 MW), eólicas, (53 MW), de biogás (26 MW), de biomasa (13) y plantas a petróleo-diésel (247 MW). 

Capacidad instalada medios de generación de pequeña escala por región – Fuente: ACERA

Sin embargo, a pesar que desde el CEN reconocieron que ese tipo de instalaciones son relevantes para el mercado nacional, también plantearon que poseen una componente técnica que lleva a que haya “mayor cantidad de congestiones dentro del sistema” y, por ende, continúen los precios marginales cero. 

Durante la presentación realizada por Oyanedel, se dejó entrever que han aumentado las congestiones en el sistema de transmisión zonal, al verse sobrepasada su capacidad de diseño dadas las inyecciones excedentes de Pequeños Medios de Generación Distribuida desde las redes de distribución y se espera que el CEN siga instruyendo la limitación de estos excedentes. 

“Por otra parte, también está el efecto económico que, al tener los proyectos un precio estabilizado, principalmente en las horas solares donde se observan costos marginales cero, gozan de un beneficio donde tienen un traspaso de excedente hacia estos tipos de generadores. Y en algunos meses, dicho traspaso alcanza los 20000 millones de pesos en las horas con mayor radiación solar”, apuntó el director de la Unidad de Monitoreo de la Competencia del Coordinador. 

Y de las proyecciones previamente mencionadas, se espera que el costo marginal cero también se observe en los años 2024 y 2025 por acoples económicos en lugar de falencias en la transmisión como ocurrió hasta en el último tiempo. 

“Para las condiciones hidrológicas evaluadas, durante el año 2024 y 2025, en 8 de los 12 meses de cada año se prevé que el Sistema Eléctrico Nacional esté acoplado económicamente en “0 USD/MWh” en horario solar entre la zona norte y la zona sur”, anticiparon desde el organismo poco más de un mes atrás.

Coordinador Eléctrico de Chile proyecta nuevos acoplamientos del costo marginal en horario solar

“Esto nos llevará a preguntarnos qué pasa con la sobreoferta de generación y qué hacemos con la falta de capacidad de almacenamiento. Aunque esto quizás aporte las señales económicas para que algunos proyectos de storage se incorporen de forma más temprana al Sistema Eléctrico Nacional”, remarcó Paulo Oyanedel. 

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Tras el Acuerdo Ministerial en favor de la generación distribuida, proponen otras medidas para promover la actividad

Como ya había anticipado Energía Estratégica, el pasado 14 de septiembre el Ministerio de Energía y Minas expidió un Acuerdo Ministerial, para viabilizar y generar condiciones óptimas para la inclusión de la generación distribuida para autoabastecimiento en el sistema eléctrico ecuatoriano.

El objetivo radica en incentivar la instalación de sistemas de generación distribuida para autoabastecimiento de usuarios finales, conforme a lo dispuesto en el artículo 24 del Reglamento a la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica.

En este marco, Ramiro Córdova, representante de Esco As, un consorcio formado por Aroma Santo Solar, una firma ecuatoriana de la provincia de Loja que recibió una recomendación de adjudicación dentro del Proceso Público de Selección (PPS) para la concesión del Primer Bloque de Energías Renovables No Convencionales (Bloque ERNC) por 500 MW, hace hincapié en la relevancia de este tipo de medidas para la industria de las energías limpias.

¿En cuanto ayudará el acuerdo ministerial a detonar esta actividad en el país?

Es muy importante, ya que esboza las principales directrices que deberán ser modificadas en las regulaciones existentes sobre sistemas de generación distribuida para autoabastecimiento (SGDA). 

La demanda actual de consumo de electricidad de Ecuador, crece a un ritmo del 6 al 10% en los últimos años, es decir cada año se requiere del ingreso de nueva generación en alrededor de 400 MW. 

Ecuador al momento ya acumula un importante déficit por no contar con el ingreso de nuevos proyectos de generación renovable y es muy vulnerable al cambio climático teniendo en cuenta que un 90% de su matriz responde a tecnología hidroeléctrica. 

Esto constituye un problema, que en parte puede ser mitigado por la regulación de SGDA, ya que se quitaría estrés al sistema eléctrico nacional que al momento se encuentra sometido. Permitir la generación distribuida para clientes regulados como no regulados, aliviará la creciente demanda y el riesgo de posibles racionamientos eléctricos.

Además, facilita y promueve el uso de sistemas de almacenamiento especialmente en localidades remotas o rurales, donde se encuentran alejados a los centros de carga o alta demanda, o en sistemas sobresaturados, permitiendo una mejora en el sistema eléctrico.

¿Se puede mejorar aún más la regulación? 

Siempre es posible mejorar y reducir los obstáculos para poder hacer efectivo el espíritu del acuerdo ministerial. Recordemos que al momento se expidió el acuerdo ministerial, y la tarea ahora es de la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales no Renovables (ARCERNNR), que por ejemplo puede tomar en cuenta que se necesitan transacciones para intercambio de energía, es decir que sea posible inyectar los excedentes de generación, con lo cuál el Sistema Nacional Interconectado (SNI) actuaría como batería natural y se aprovecharía al máximo la generación solar fotovoltaica. 

Estas acciones optimizarán la demanda en horas pico, ya que al aprovecharse durante el día la generación FV, se tendría la posibilidad de acumulación de reservas hidroeléctricas, que en Ecuador tan solo son del 33%(embalses).

La regulación que emita la ARCERNNR debería perfeccionar los procedimientos para hacer efectivo el SGDA, como por ejemplo: 

– menores plazos de respuesta y menos etapas en la tramitología ante las empresas distribuidoras donde se requiera la autorización.

simplificación de documentación para solicitud de conexión. Esto incluye la tramitación en línea con la empresa distribuidora o la ARCERNNR según corresponda.

¿Qué otros cambios sugieres como especialista en la materia para seguir creciendo en la matriz?

Se debe aprovechar de mejor forma el potencial de generación solar/eólica localizada en la vertiente del pacífico, que es donde se tiene el déficit y por lo cual no existe complementariedad con la vertiente del Amazonas.

Esto se puede realizar con el desarrollo de un bloque o clúster de generación solar en el cantón Zapotillo-provincia de Loja (frontera con Perú), con posibilidades de generación de alrededor de 2.000 MW que permita despachar en horarios del día y almacenar recurso hidroeléctrico en la central Mazar y Molino para despacho en horarios pico nocturno. 

Para esto se requiere dotar de infraestructura para transmisión de dicha energía renovable y aprovechar la interconexión con Perú que estará habilitada para el año 2026 con perspectivas de exportación de energía eléctrica.

¿Sería bueno permitir los PPAs para sistemas de generación distribuida?

Ayudaría mucho este mecanismo muy usado en otros países, ya que permitiría asegurar la venta de energía en el mediano/largo plazo y una estabilidad en los precios de mercado, lo cual se traduce en mejores condiciones para la bancabilidad y financiamiento para este tipo de proyectos en potencias máximas nominales de hasta 2 MW.

¿Qué tan importante es certificar formalmente a los instaladores en el país?

Muy importante ya que con esto se crea un ecosistema de empresas promotoras de proyectos de SGDA que conozcan las regulaciones y brinden al consumidor final la mejor solución para su requerimiento puntual. 

Con esto también se logra establecer estándares mínimos dentro de la industria, que permitan una sana competencia que resulte atractiva para la inversión extranjera. A la par nos permitirá contar con profesionales acorde a la nuevas tecnologías y requerimientos de la demanda nacional eléctrica, esto es un tarea para involucrar al servicio público, promotores privados, universidades y centros de capacitación.

 

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SOFAR avanza en la transición limpia con innovaciones fotovoltaicas y ESS en REI 2023

SOFAR, el proveedor líder mundial de soluciones fotovoltaicas y ESS para todos los escenarios, llama la atención al mostrar sus soluciones solares y de almacenamiento líderes en la industria en Renewable Energy India (REI), facilitando la transformación de la estructura energética y la adopción de energías renovables en el país.

Actualmente, el segmento de servicios públicos contribuye al mayor crecimiento de la industria india de energías renovables. Recientemente, SOFAR firmó un contrato de 100 MW para el suministro de inversores de cadena de servicios públicos 255KTL-HV para plantas solares en Tamil Nadu con Velan Infra.

Para ampliar aún más su influencia, la empresa presenta el inversor PowerMega de 350 kW diseñado para energía solar. El inversor hizo un debut impresionante con una perfecta integración de rentabilidad, confiabilidad y operación y mantenimiento sin complicaciones.

El inversor presenta una relación CC/CA de 1,8 y una corriente de entrada de 20 A por MPPT, con capacidad de combinación con módulos de alta potencia de 182/210 mm, lo que garantiza un LCOE más bajo y mayores rendimientos para los clientes. Con protección IP66, anticorrosión C5-M y desconexión inteligente a nivel de cadena (SSLD), PowerMega logra sobrevivir en entornos hostiles con una vida útil más larga.

Mientras tanto, impulsado por las perspectivas de crecimiento optimistas en las próximas instalaciones de servicios públicos de pequeña escala y C&I, SOFAR también presenta su buque insignia 110K~125KTLX-G4 a la audiencia local. Atendiendo a la tecnología de módulos de alta potencia dominante en la industria, el inversor combina las ventajas de los MPPT de 40 A*10 con corriente ultraalta, lo que se espera que permita rendimientos óptimos en terrenos complejos para los usuarios finales.

A su vez, proporciona una protección integral que incluye AFCI, SPD tipo II y escaneo I-V, lo que mejora de manera efectiva la seguridad del sistema y evita posibles pérdidas financieras.

Además de los últimos avances en la cartera fotovoltaica para todos los escenarios, SOFAR también lanza sus soluciones ESS residenciales con HYD 3000~6000-EP y HYD 5K~20KTL-3PH como foco, ofreciendo al mercado opciones más competitivas y viables.

“Desde que ingresamos a la India en 2016, hemos establecido una oficina profesional y un centro de servicio local en Ahmedabad, Gujarat, para brindar un mejor servicio a nuestros clientes. Gracias al equipo experimentado que cubre las ventas y el soporte técnico, nuestro envío a India alcanzó más de 2 GW para el primer semestre de 2023”, dijo Jesse Lau, director de SOFAR APAC y la región MEA.

“En el futuro, seguiremos trabajando junto con socios clave. en innovación tecnológica y optimización de servicios, haciendo de SOFAR una marca competitiva en el mercado indio”, agregó.

Acerca de SOFAR

SOFAR es un proveedor líder mundial de soluciones solares y de almacenamiento para todos los escenarios y está comprometido a ser el líder de soluciones de energía digital con una cartera completa que incluye inversores fotovoltaicos, inversores híbridos, BESS, ESS de servicios públicos, sistemas de microinversores y el sistema de gestión de energía inteligente SOFAR Monitor. para aplicaciones residenciales, C&I y de servicios públicos. Para 2021, SOFAR ingresó al TOP5 de marcas globales de inversores híbridos, estableciendo una red global de I+D con tres centros de I+D y dos bases de fabricación. En 2022, la capacidad de producción anual de SOFAR alcanzó los 10 GW para inversores y 1 GWh para baterías. Para 2022, SOFAR habrá enviado inversores de más de 18 GW a más de 100 países y regiones de todo el mundo.

 

 

 

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Energía pide la Ley del Hidrógeno. Presentan Estrategia Nacional para su producción

La Secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royon, destacó la potencialidad del país para el desarrollo de la producción de hidrógeno, al tiempo que exhortó a una pronta aprobación del proyecto de Ley específico que el gobierno envió al Congreso.

“Argentina es reconocida por sus capacidades y ventajas comparativas y competitivas, el cual contempla el hidrógeno verde, rosa y el azul”. En el caso del verde, Royón señaló que “tiene una importancia en la Patagonia, donde tenemos los mejores lugares del mundo para producir energía eólica, los factores de carga que se encuentran acá son de entre 55 % y 60 % cuando a nivel mundial es del 35 %. El recurso acá es privilegiado”.

“Cuando se discute el desarrollo de los recursos naturales, también hay que discutir cómo hacerlo, y nosotros tenemos que hacerlo de forma sustentable, que tenga un equilibrio en lo económico, social y ambiental, y este proyecto de ley contempla esto. Por eso necesitamos que sea tratado este proyecto de ley porque tenemos inversiones comprometidas que necesitan de este marco regulatorio y jurídico”, afirmó.

Royón participó en Comodoro Rivadavia junto al gobernador de Chubut, Mariano Arcioni, y a la Secretaria de Asuntos Estratégicos de la Nación, Mercedes Marcó del Pont, de la presentación de la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno, ante referentes gremiales, empresarios y sectores productivos de la provincia. “Para lograr políticas públicas e inversiones se necesitan certezas, planificación y seguridad jurídica”, se destacó.

En el marco del lanzamiento que tuvo kugar en el Hotel Austral de la ciudad petrolera, Arcioni resaltó el potencial desarrollo de una economía del hidrógeno de bajas emisiones en Chubut y el aporte realizado por la provincia para el desarrollo de la Evaluación Ambiental Estratégica.

Durante la presentación, el mandatario aseguró que “Chubut y sobre todo nuestra cuenca tienen una diversificación de matriz energética que es muy importante. Fuimos pioneros con gas y petróleo, y hoy estamos siendo pioneros nuevamente también con el hidrógeno”.

Arcioni sostuvo que “para lograr las inversiones se necesita además una hoja de ruta y planificación. Eso lo vamos a tener en la ley que esperamos que traten”.

“En el tránsito hacia la transición energética que vamos a encarar para la descarbonización, aún necesitamos del gas y el petróleo. Somos pioneros en hidrocarburos, tenemos 23 parques eólicos, 365 generadores de 1.400 megavatios, y se estan realizando inversiones para modificar la matriz energética de la Provincia”, explicó.

“Sin energía y sin obras de infraestructura no hay desarrollo, y cuando se habla del federalismo, las provincias patagónicas -que durante tanto tiempo han quedado relegadas- hoy están siendo tenidas en cuenta como el futuro de la Argentina”, subrayó.

Por su parte, la secretaria de Energía manifestó que “nuestro país tiene la bendición de estar dotado con numerosos recursos en materia energética, tenemos gas, energías renovables, eléctrica, nuclear, biocombustible, bioenergía, y por eso necesitábamos tener una hoja de ruta, donde se fijen lineamientos para el desarrollo de nuestro territorio”.

Al respecto la funcionaria hizo referencia a la construcción del gasoducto (Presidente) Néstor Kirchner en su primera etapa. Fue la obra más importante de infraestructura de los últimos 10 años, pero no es un hecho aislado porque esto responde a una hoja de ruta que venimos realizando”, comentó.

La secretaria de Energía indicó que “esta hoja de ruta habla de una producción de 5 millones de toneladas anuales de hidrógeno, y que se puede lograr un costo competitivo de 1 dólar con 40, por tonelada de hidrogeno verde. Este valor es altamente competitivo, por eso estamos convencidos de la posibilidad que tiene este sector, para el desarrollo de la Argentina y en particular de la Patagonia, contemplando la inversión cercana de 90 mil millones de dólares con la generación 82 mil puestos de trabajo directos e indirectos”.

En su alocución, la secretaria de Asuntos Estratégicos, Mercedes Marcó del Pont, manifestó que “el desarrollo de la economía del hidrógeno ofrece una agenda de futuro para Argentina. La irrupción de este nuevo vector productivo representa una oportunidad para la industrialización, generación de empleo, agregado de valor y desarrollo territorial”.

“Lograrlo requiere evitar las recetas de libre mercado y apostar un Estado activo que oriente el proceso”, remarcó.

La funcionaria nacional se refirió a que “tenemos que definir cómo queremos participar en la transición energética. La receta del libre mercado cristaliza un rol pasivo del país como mero exportador de recursos naturales. Nosotros tenemos claro que son necesarias políticas públicas y un Estado presente para fijar prioridades y desarrollar nuestros recursos naturales con perspectiva federal”.

Marcó del Pont remarcó que “la hoja de ruta trazada tiene todas las condiciones para ser una política de Estado que impulse el desarrollo, es un sendero posible, no hay voluntarismo en el recorrido propuesto. Sabemos que lo que planteamos es un modelo de país y eso es lo que está en disputa en las elecciones”.

En un contexto global marcado por una crisis climática sin precedentes, el hidrógeno de bajas emisiones emerge como un potencial aliado para lograr una transición energética que permita alcanzar los objetivos del Acuerdo de París en el marco de un desarrollo sostenible. El hidrógeno es un producto industrial y un insumo de diferentes procesos, se explicó.

La producción de hidrógeno de bajas emisiones en gran escala es una oportunidad no solo para la descarbonización sino también para la reindustrialización y la diversificación de exportaciones. La competitividad de Argentina se fundamenta en integrar las ventajas naturales, las capacidades industriales, científicas y tecnológicas y el trabajo argentino, se destacó.

Argentina asumió la tarea de elaborar una Estrategia Nacional de Hidrógeno (ENH) que permita planificar el despliegue integral de la economía del hidrógeno de bajas emisiones en el territorio nacional, como una política gubernamental estratégica. Asimismo, se propuso avanzar en la implementación de una Evaluación Ambiental Estratégica (EAE) que incorpore los aspectos ambientales en la planificación y establezca un marco de sostenibilidad para el despliegue de la actividad.

De la actividad participaron los ministros provinciales de Economía, Oscar Antonena; de Hidrocarburos, Martín Cerdá, y de Agricultura, Ganadería, Industria y Comercio, Leandro Cavaco.

También estuvieron los intendentes de Rada Tilly, de Comodoro Rivadavia, de Río Mayo, y representantes de la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco (UNPSJB); del Instituto Argentino del Petróleo y Gas; de Pan American Energy (PAE); de YPF; y del ámbito gremial.

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Cuáles son las soluciones que brinda Conobra SRL para la actividad de Vaca Muerta

Conobra SRL es una pyme familiar con más de 20 años de trayectoria ubicada en Neuquén. La compañía brinda soluciones para la obra, la industria y el hogar siendo representantes exclusivos de PROTEX, una de las marcas líderes en el mercado en productos químicos para la construcción fabricada en el Tigre, Buenos Aires, por Prokrete Argentina.

En la actualidad, Conobra se encauza en fortalecer la prestación de servicios de obra, su segunda unidad de negocios, ofreciendo mantenimiento para el sector de la construcción y la industria alimenticia, petróleo, gas y energía, entre otras. Se focaliza en consolidar el trabajo en equipo y mejoras continuas con capacitaciones internas. Además, realiza atención personalizada y asesoramiento técnico a sus clientes.

Objetivos

La firma participó como sponsor en la Expo Oil & Gas 2022 junto al Clúster de Vaca Muerta del Centro Pyme Adeneu, en el Espacio Duam de Neuquén y en la Expo AOG 2023 de Buenos Aires con el fin de dar a conocer sus servicios a todos los segmentos de la cadena de valor, encontrar nuevas oportunidades de negocios, crear una sinergia con las empresas que se vienen a instalar a la localidad de Añelo y participar en rondas de negocios con importantes operadoras.

En base a esto, Laura Reeb, gerente comercial de la firma, afirmó que “el fin es abastecer con nuestros productos de excelente prestación y calidad a todos nuestros clientes y nuevas empresas que vienen a apostar por el crecimiento de Neuquén dadas las fuertes inversiones y altas expectativas en Vaca Muerta”.

Productos y servicios

Conobra cuenta con un amplio porfolio de productos químicos como aditivos para hormigón, desmoldantes y curadores; ligantes acrílicos y adhesivos epoxis, selladores para grietas y juntas.

También con impermeabilizantes, revestimientos decorativos, pisos decorativos, estabilización de suelos, morteros para reparación y anclaje y pinturas para pisos industriales.

Asimismo, presta servicios de terminación de obras de corta duración, mantenimiento industrial, reparación de pisos y pinturas industriales. Llaneados mecánicos, aserrado y sellado de juntas. Impermeabilizaciones de losas, tanques, cisternas, piletones de reservorios, piscinas. Microcemento y revestimientos plásticos.

Sus principales clientes se encuentran en Neuquén y Río Negro.  Su visión es expandirse a toda la región patagónica.  La compañía atiende desde pequeñas obras a construcciones de gran envergadura, obras públicas y privadas, pero principalmente abastece a todas las constructoras y desarrolladoras de la zona, como 360 Construcciones, Aspa, Arco , Codam, ICR SA, Roque Mocciola, Construcciones Industriales SA, CN Sapag, La Colonia SA, Maiolo, Neuquén Petrooeste, PLP Servicios, PyC Servicios, Premoldeados Neuquén, RJ Ingenieria, Safiar SRL, Siscon Industry SRL, Patagonia Comahue, Santa Irene, Zille, Zoppi Hnos SA, y a Municipios.

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Tecpetrol convocó a la cadena de valor con el objetivo de trabajar en conjunto para potenciar el desarrollo exportador de Vaca Muerta

Tecpetrol presentó en sus oficinas corporativas de Neuquén los resultados y las perspectivas para el 2024 de ProPymes, el programa del Grupo Techint para el desarrollo de su cadena de valor, que tiene más de 20 años de existencia, en el marco del Encuentro de Proveedores.

Ante representantes de las 250 pymes proveedoras de Tecpetrol que forman parte del programa, Ricardo Markous, CEO de la compañía, convocó esta semana a la cadena de valor a continuar trabajando en conjunto para potenciar el desarrollo exportador de Vaca Muerta.

En su presentación, Markous repasó la actualidad de Tecpetrol, segunda operadora en cantidad de fracturas en la cuenca neuquina y principal yacimiento productor de shale gas del país. En ese sentido expresó: “Con una inversión acumulada de U$S 3.500 millones a la fecha, Fortín de Piedra representa el 32% de la producción de gas de Vaca Muerta durante el invierno”, y destacó el rol de los proveedores para alcanzar el pico de producción durante el último agosto con 24 millones de m3/día.

Proyecciones

De cara al futuro, la compañía prevé acelerar los proyectos de petróleo para llegar a los 100.000 barriles diarios para los próximos años con el desarrollo de las áreas Los Toldos 2 y Puesto Parada, en la medida en que se den las condiciones económicas y regulatorias adecuadas. De acuerdo a un informe presentado recientemente por la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), la Argentina podría producir cerca de 1,5 millón de barriles diarios de petróleo y cerca de 250 millones de m3/día de gas para el 2030.

Del evento participó Miguel San Martín, ingeniero argentino nacido en Villa Regina (Río Negro) que se desempeña actualmente como investigador en la NASA, donde participó en el diseño y desarrollo de distintos sistemas de control de vehículos de exploración en cuatro misiones a Marte. San Martín dialogó con el vicepresidente de Supply Chain de Tecpetrol, Guillermo Murphy, acerca de cómo encarar grandes desafíos en escenarios de incertidumbre. 

Por su parte, Fernando Estrada, senior director de Abastecimiento, y Luis Lanziani, senior manager de Gestión de Proveedores, convocaron a las empresas presentes a presentar proyectos de sustitución eficiente de importaciones. “Estamos abiertos a que nos traigan proyectos de desarrollo de productos no solo de nuestra cadena de valor primaria, sino también del segundo anillo, (los proveedores de nuestros proveedores) para fabricar localmente equipos y materiales que hoy se importan de distintas partes del mundo. Y en caso de que sea factible, vamos a buscar juntos las herramientas para llevarlo a cabo”, sostuvo Estrada.

Por su parte, Lanziani expuso como ejemplo el caso de los calentadores fabricados por la empresa Sica, una compañía radicada en Esperaza, Santa Fe, que antes se importaban desde los Estados Unidos.  “Se les adjudicó la fabricación para los pozos de Fortín de Piedra, con el diseño y la ingeniería de Exterran, y con un precio incluso más competitivo que los equipos que eran importados”, afirmó. “A través de ProPymes brindamos asistencia técnica en el gerenciamiento de este proyecto, que va en sintonía con el desarrollo de la economía nacional que caracteriza al programa”, agregó Lanziani.

A continuación, ambos ejecutivos presentaron los resultados del programa ProPymes de desarrollo de proveedores durante el último año y los lineamientos del programa para el futuro, con un plan de crecimiento de consultoría y capacitaciones destinadas a las pymes, además de acompañamiento en otras iniciativas como sustitución de importaciones, fomento de exportaciones y otros proyectos. Para el próximo año,la compañía buscará brindar 22.000 horas de consultoría con foco en calidad, seguridad y gestión de procesos; y 5.000 horas de consultoría a más de 100 empresas.

Ambos ejecutivos reforzaron los ejes del programa: calidad, seguridad y gestión de procesos. Destacaron además los esfuerzos llevados adelante por parte de la compañía durante el último año, con la incorporación de cerca de 50 nuevas PyMEs al Programa.

Tecpetrol participa de ProPymes desde el 2006 y fortaleció su involucramiento en el 2017, con el desarrollo del yacimiento gasifero Fortín de Piedra. Desde el 2019 brindó más de 38.000 horas de capacitación y 11.000 de consultoría. 

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Marcó del Pont: “El desarrollo de la economía del hidrógeno ofrece una agenda de futuro para Argentina»

“El desarrollo de la economía del hidrógeno ofrece una agenda de futuro para Argentina. La irrupción de este nuevo vector productivo representa una oportunidad para la industrialización, generación de empleo, agregado de valor y desarrollo territorial. Lograrlo requiere evitar las recetas de libre mercado y apostar un Estado activo que oriente el proceso”, afirmó la secretaria de Asuntos Estratégicos, Mercedes Marcó del Pont, durante la presentación de la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno (ENH) en Comodoro Rivadavia. La funcionaria realizó una visita a la planta piloto de Hychico que produce hidrógeno verde de alta pureza desde 2008.

“El desarrollo económico de la provincia y el país requiere de energías limpias y obras de infraestructura. Necesitamos certezas que nos permitan construir las políticas públicas para promover las inversiones vinculadas a la transición energética. Chubut es pionera en el desarrollo de la economía del hidrógeno”, sostuvo el gobernador Mariano Arcioni durante la apertura del encuentro donde estuvieron presentes más de 80 representantes de cámaras, empresas, sindicatos y universidades así como autoridades nacionales y provinciales.

Mercedes Marcó del Pont junto al gobernador de Chubut, Mariano Arcioni.

Por su parte, la secretaria de Energía, Flavia Royón, destacó que “Argentina está entre los pocos países que cuentan con una hoja de ruta que plasma la política, un proyecto de ley de la economía del hidrógeno que se orienta a dar previsibilidad en un sector incipiente; y un marco de sostenibilidad para un desarrollo armónico con creación de empleo e industria nacional”.

La ENH establece los lineamientos para industrializar el hidrógeno de bajas emisiones en la Argentina, a partir de la integración de los recursos naturales y las capacidades industriales, científicas y tecnológicas. El objetivo trazado por el gobierno nacional, las provincias, los sindicatos y el sector privado es el aprovechamiento de la transición energética como una oportunidad para un desarrollo productivo justo y sostenible, que promueva la generación de empleo con perspectiva federal.

La ENH proyecta que Argentina alcanzará una producción de 5 millones de toneladas anuales de hidrógeno de bajas emisiones hacia 2050. Las estimaciones oficiales prevén que el desarrollo de la actividad impulsará la creación de más de 80 mil puestos de trabajo calificados. Durante la jornada se desarrolló el segundo taller participativo de la Evaluación Ambiental Estratégica (EAE) para el sector del hidrógeno de bajas emisiones. El proceso busca ofrecer un marco de sostenibilidad al desarrollo de la actividad en Argentina.

Marcó del Pont enfatizó que “la hoja de ruta trazada tiene todas las condiciones para ser una política de Estado que impulse el desarrollo, es un sendero posible, no hay voluntarismo en el recorrido propuesto. Sabemos que lo que planteamos es un modelo de país y eso es lo que está en disputa en las elecciones”.

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Tecpetrol convocó a pymes a trabajar en el desarrollo exportador de Vaca Muerta

En el marco del Encuentro de Proveedores, Tecpetrol presentó en sus oficinas corporativas de Neuquén los resultados y las perspectivas para el 2024 de ProPymes, el programa del Grupo Techint para el desarrollo de su cadena de valor, que tiene más de 20 años de existencia.

Ante representantes de las 250 pymes proveedoras de Tecpetrol que forman parte del programa, Ricardo Markous, CEO de la compañía, convocó a la cadena de valor a continuar trabajando en conjunto para potenciar el desarrollo exportador de Vaca Muerta. En su presentación, Markous repasó la actualidad de Tecpetrol, segunda operadora en cantidad de fracturas en la cuenca neuquina, con más de 5.800 acumuladas desde el inicio de las operaciones de Fortín de Piedra, principal yacimiento productor de shale gas del país.

“Con una inversión acumulada de U$S 3.500 millones a la fecha, Fortín de Piedra representa el 32% de la producción de gas de Vaca Muerta durante el invierno”, afirmó Markous, y destacó el rol de los proveedores para alcanzar el pico de produccción durante el último agosto con 24 millones de m3/día. De cara al futuro, la compañía prevé acelerar los proyectos de petróleo para llegar a los 100.000 barriles diarios para los próximos años con el desarrollo de las áreas Los Toldos 2 y Puesto Parada, en la medida en que se den las condiciones económicas y regulatorias adecuadas. De acuerdo a un informe presentado recientemente por la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), la Argentina podría producir cerca de 1,5 millón de barriles diarios de petróleo y cerca de 250 millones de m3/día de gas para el 2030.

Del evento participó Miguel San Martín, ingeniero argentino nacido en Villa Regina (Río Negro) que se desempeña actualmente como investigador en la NASA, donde participó en el diseño y desarrollo de distintos sistemas de control de vehículos de exploración en cuatro misiones a Marte. San Martín dialogó con el vicepresidente de Supply Chain de Tecpetrol, Guillermo Murphy, acerca de cómo encarar grandes desafíos en escenarios de incertidumbre.

Por su parte, Fernando Estrada, Senior Director de Abastecimiento, y Luis Lanziani, Senior Manager de Gestión de Proveedores, convocaron a las empresas presentes a presentar proyectos de sustitución eficiente de importaciones. “Estamos abiertos que nos traigan proyectos de desarrollo de productos no solo de nuestra cadena de valor primaria, sino también del segundo anillo, (los proveedores de nuestros proveedores) para fabricar localmente equipos y materiales que hoy se importan de distintas partes del mundo. Y en caso de que sea factible, vamos a buscar juntos las herramientas para llevarlo a cabo”, sostuvo Estrada. Por su parte, Lanziani expuso como ejemplo el caso de los calentadores fabricados por la empresa Sica, una compañía radicada en Esperaza, Santa Fe, que antes se importaban desde los Estados Unidos.

“Se les adjudicó la fabricación para los pozos de Fortín de Piedra, con el diseño y la ingeniería de Exterran, y con un precio incluso más competitivo que los equipos que eran importados”, afirmó. “A través de ProPymes brindamos asistencia técnica en el gerenciamiento de este proyecto, que va en sintonía con el desarrollo de la economía nacional que caracteriza al programa”, agregó Lanziani.

A continuación, ambos ejecutivos presentaron los resultados del programa ProPymes de desarrollo de proveedores durante el útlimo año y los lineamientos del programa para el futuro, con un plan de crecimiento de consultoría y capacitaciones destinadas a las pymes, además de acompañamiento en otras iniciativas como sustitución de importaciones, fomento de exportaciones y y otros proyectos. Para el próximo año, la compañía buscará brindar 22.000 horas de consultoría con foco en calidad, seguridad y gestión de procesos; y 5.000 horas de consultoría a más de 100 empresas.

Ambos ejecutivos reforzaron los ejes del programa: calidad, seguridad y gestión de procesos. Destacaron además los esfuerzos llevados adelante por parte de la compañía durante el último año, con la incorporación de cerca de 50 nuevas PyMEs al Programa.
Tecpetrol participa de ProPymes desde el 2006 y fortaleció su involucramiento en el 2017, con el desarrollo del yacimiento gasifero Fortín de Piedra. Desde el 2019 brindó más de 38.000 horas de capacitación y 11.000 de consultoría.

ACERCA DE PROPYMES

El programa corporativo ProPymes institucionaliza la cooperación de Ternium, Tenaris, Tecpetrol y Techint Ingeniería y Construcción, con las pequeñas y medianas empresas clientes y proveedoras que lo integran hace más de 20 años. Se trata de un programa que busca desarrollar su cadena de valor a través de acciones de trabajo asociativo. Colabora con las pymes para que mejoren su competitividad, aumenten exportaciones, realicen inversiones productivas y sustituyan importaciones de forma eficiente. Nació en 2002 y lleva años de trayectoria ininterrumpida adaptando sus acciones a las demandas de las pymes. ProPymes brinda apoyo en asistencias  industriales, comerciales, financieras, institucionales, ambientales, en gestión de recursos humanos y acciones de RSE, así como ofreciendo un robusto Programa de Capacitaciones destinado a transferir conocimiento y las mejores herramientas y prácticas de gestión.
Más información acerca de ProPymes se encuentra disponible en www.programapropymes.com

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Chevron y la Cooperativa del Hospital de Niños R.Gutiérrez inauguraron la “Plaza inclusiva Chevron”

El jueves 5 de octubre se llevó a cabo la inauguración de la “Plaza Inclusiva Chevron” en el Hospital de Niños Dr. Ricardo Gutiérrez de la Ciudad de Buenos Aires. La obra, que fue posible gracias a la alianza entre Chevron Argentina y la Cooperadora del Hospital, beneficiará a cientos de niños que permanecen internados, como a aquellos que acuden al centro de salud todos los días. Esta iniciativa tiene como objetivo principal proporcionar a los niños con necesidades funcionales diversas, tanto motrices como intelectuales, un espacio inclusivo y seguro donde puedan disfrutar, interactuar con sus pares y aprovechar los juegos de manera plena, respondiendo a la necesidad actual de abordar la pluralidad de niños atendidos en el Hospital Gutiérrez. Luego de tres meses de trabajo, la nueva plaza está lista para recibir a los niños. La misma cuenta con juegos inclusivos, diseñados para estimular la creatividad y la diversión.

A su vez, para ofrecerles a los pacientes actividades adaptadas a sus necesidades y habilidades, los juegos se encuentran diferenciados por edades. También se colocó un piso especial para brindarles seguridad y un amplio espacio verde, fundamental para garantizarles un bienestar físico y emocional.

Alicia Garré, presidente de la Cooperadora comentó al respecto: “Esta alianza con Chevron Argentina nos permitió llevar adelante un proyecto que fue un sueño de muchos años y que impacta de manera muy positiva en la vida del Hospital y de los niños que se atienden acá todos los días. Esta inauguración es el resultado del compromiso de Chevron de involucrarse en un proyecto tan anhelado por nuestra Cooperadora, que trabaja desde hace más de 67 años para que el Hospital de Niños continúe creciendo. Estamos seguros de que este espacio brindará momentos de felicidad y diversión”.

Dante Ramos, Gerente de Asuntos Corporativos de Chevron América Latina, indicó: “Estamos orgullosos de la alianza que hemos establecido, en conjunto con la Cooperadora y el Hospital de Niños Gutierrez, para apoyar la construcción de esta plaza inclusiva que beneficiará ampliamente a la comunidad hospitalaria en su conjunto, en particular a los niños”.

En la inauguración estuvieron presentes autoridades y colaboradores de Chevron Argentina, el Hospital y la Comisión Directiva de la Cooperadora, como así también personal de salud.

SOBRE LA COOPERADORA DEL HOSPITAL DE NIÑOS DR. RICARDO GUTIERREZ

Desde sus orígenes, hace más de 67 años, la Cooperadora tiene como misión generar y administrar fondos para mejorar la atención de las niñas, niños, adolescentes y sus familias como así también para dar respuesta a las necesidades médicas y al avance tecnológico en la atención pediátrica y progreso permanente del Hospital de Niños Dr Ricardo Gutiérrez. También presta ayuda social durante el tratamiento de los pacientes y, para que, una vez dados de alta, lo continúen. Asimismo, cubre las necesidades de cada servicio del Hospital, a través de la remodelación de salas y la construcción de nuevas unidades.

SOBRE CHEVRON 

Chevron es una de las principales compañías de energía integrada del mundo. En Argentina, Chevron produce petróleo crudo y gas natural a través de su subsidiaria de propiedad total, Chevron Argentina S.R.L. Los intereses de la compañía incluyen la exploración y el desarrollo de recursos no convencionales de petróleo y gas de la formación Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén. Chevron Argentina posee y opera el área El Trapial, en la que cuenta con licencias de explotación, tanto para la producción convencional como también para la producción no convencional de Vaca Muerta. También en esta formación, Chevron se ha asociado con YPF en las concesiones de Loma Campana y Narambuena.

Chevron Argentina apoya programas enfocados en promover la educación, la salud y el desarrollo económico en las comunidades donde opera.

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Vaca Muerta tendrá su primer set de fractura a gas para fines del 2024

Tras más de 130 etapas de fractura hechas, la bomba de fractura a gas de Eco2Power fue retirada del campo para aplicarle mejoras. La firma ya presentó una propuesta firme para desarrollar un set. Tras 130 etapas de fractura, la operación de la bomba de fractura a gas de Eco2Power se retiró del campo de forma momentánea para modificar el equipo y mejorar su operación. «Ya hemos hecho una propuesta en firme para una empresa» para desarrollar un set de fractura a gas, adelantó el director ejecutivo de Eco2Power, Mario Mochkosfky. Estiman que estará en marcha a fines de 2024 […]

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Arabia Saudí y Rusia insisten en reducir la oferta de petróleo hasta final de año

El Kremlin ha confirmado que hasta diciembre disminuirá la producción de crudo a 300.00 barriles diarios para su distribución en el exterior. Rusia y Arabia Saudí han confirmado que mantendrán durante los próximos meses y hasta finales de 2023 los recortes adicionales en su oferta de petróleo, según han informado los gobiernos de ambos países, señalando que próximamente analizarán la necesidad de profundizar los recortes o aumentar el suministro. En declaraciones a la prensa, el viceprimer ministro ruso, Alexander Novak, ha indicado que el país “continuará hasta finales de diciembre de 2023 con una reducción voluntaria adicional de 300.000 barriles […]

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Para asegurar el suministro de gas ante una crisis argentina, Paraguay Trabaja con Bolivia

La relación entre Paraguay y Argentina es ahora tensa debido a la potencial interrupción de las exportaciones de gas natural de petróleo (GLP) del país austral a su vecino. En este escenario, Petropar intenta asegurar su suministro de gas mediante negociaciones con Bolivia. Eddie Jara, presidente de Petropar, informó que la empresa estatal paraguaya se encuentra avanzada en negociaciones con Bolivia para asegurar el suministro de gas, particularmente luego de las tensiones con Argentina, que históricamente ha sido su principal proveedor. Esta decisión se toma a la luz de las señales del Ministro de Economía argentino de Sergio Massa que […]

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«Dólar Vaca Muerta»: esperan que se liquiden US$1.200 millones

La secretaria de Energía dijo que con la vigencia hasta el 20 de octubre de un tipo de cambio diferencial para todas las cuencas se busca contribuir a la estabilidad macroeconómica. A un día de la puesta en marcha del «dólar Vaca Muerta o dólar petrolero», un nuevo mecanismo exportador para la producción hidrocarburífera, la secretaria de Energía, Flavia Royón, evaluó en forma positiva la recepción de la medida por parte del conjunto de la cadena productiva y estimó que hasta antes del 20 de octubre se liquidarán unos 1.200 millones de dólares. Se trata de una de las medidas, […]

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Emiratos celebra una conferencia anual de gas y petróleo antes de acoger la cumbre climática de ONU

El presidente designado de la próxima cumbre climática COP28 de Naciones Unidas pidió el lunes a las compañías de gas y petróleo que sean “cruciales en la solución” de la lucha contra el cambio climático, mientras la industria aumenta su producción para aprovechar el alza de los precios globales de la energía. La petición de Sultan al-Jaber mostraba la brecha entre las suspicacias de los activistas sobre sus lazos con la industria energética y las demandas del ejecutivo emiratí de que las emisiones de efecto invernadero se reduzcan de forma drástica, a casi la mitad en siete años, para limitar […]

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O son los hidrocarburos o somos nosotros

Un nuevo informe de la Agencia Internacional de Energía (AIE) advirtió sobre el descenso en el precio que el petroleo sufriría en la próxima década. La autora se pregunta entonces si se justifica la inversión que YPF proyecta realizar en el Golfo San Matías con el impacto ambiental que tendrá tanto para la vida marina como la terrestre. ¿Se acuerdan de cuando el petróleo valió menos que cero porque no había lugar físico dónde meterlo en la pandemia? Con la penetración exponencial de los autos eléctricos en el mercado de los países desarrollados, se plantea una situación que tiene un […]

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Incrementos de precios para algunas marcas de combustibles

La reciente y supuesta «congelación» de los precios de los combustibles que Gobierno y petroleras acordaron hasta después de las elecciones es a la que las estaciones de servicio achacan la escasez de «stock» en el surtidor. Sin embargo, a pesar del acuerdo de la industria con los empleados, algunas marcas del mercado han vuelto a aplicar aumentos de precios del orden del 2% al 5% a partir de la semana pasada. Sin embargo, en una estación de servicio Shell, un playero le comentó a un cliente que había llenado el tanque con combustible premium por $13.600: “el precio aumentó […]

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Ejercicios de contención de derrame de hidrocarburos en Puerto Belgrano

Contaron con la participación del personal del buque logístico ARA “Patagonia”, del aviso ARA “Puerto Argentino”, del remolcador “Ona Titán” y del Servicio de Salvamento de la Armada. Puerto Belgrano – Durante las últimas semanas, en la dársena de la Base Naval Puerto Belgrano, se llevaron a cabo ejercicios de contención de derrame de hidrocarburos bajo la supervisión del comandante del buque logístico ARA “Patagonia” (LGPA), Capitán de Fragata Juan Eduardo Acosta. Junto al LGPA, también formaron parte de los ejercicios el aviso ARA “Puerto Argentino” (AVPA) y el remolcador “Ona Titán”, perteneciente a Capitanía de Puerto. Las actividades contaron, […]

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Olavarría, Red de gas en La Araña: “Era una obra muy esperada por los vecinos”

El intendente Ezequiel Galli visitó en la mañana de este miércoles el barrio La Araña, donde avanza la obra de construcción de red de gas, con una inversión que supera los 24 millones de pesos. La obra está destinada a mejorar la calidad de vida de los vecinos del sector que son beneficiarios de la red de gas, para que puedan acceder a un servicio de infraestructura básica. La construcción presenta un porcentaje de avance del 50% y se encuentra a cargo de la empresa local Vakkua S.A. por un moto de $24.373.766,60 pesos, tras resultar adjudicataria de la licitación […]

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La inversión energética beneficia la economía en México

Una empresa de Australia extraerá 110 millones de barriles de petróleo y 101 mil millones de pies cúbicos de gas por día de las aguas ultraprofundas del Campo Trión, cerca de las costas de Tamaulipas. Según el programa, la producción de crudo y gas comenzaría en diciembre de 2028. El costo total del proyecto se estima en $10,434 millones y Pemex es Socio No Operador con una participación del 40%. La economía de la entidad explotará como resultado de esta masiva inversión en materiales relacionados con la energía, según el gobernador Américo Villarreal Anaya. La empresa australiana recibió la aprobación […]

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Distinción Franco-Argentina en Innovación 2023

La Embajada de Francia fue el escenario elegido para la séptima entrega de la Distinción Franco-Argentina en Innovación 2023. El objetivo de la distinción es estimular la innovación y difundir los procesos de transferencia de conocimientos y tecnología, aplicados a productos y/o procesos en diferentes áreas prioritarias para Francia y Argentina, que busquen mejorar la calidad de vida de la sociedad y promover las innovaciones tecnológicas.

Encabezaron la ceremonia el Embajador de Francia, Romain Nadal; el Ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación, Daniel Filmus; y la Directora General de Total Austral, Catherine Remy. El concurso es organizado desde 2017 por el Institut Français d’Argentine (IFA) en la República Argentina, con el apoyo de la empresa TotalEnergies, junto con el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación de la Nación.

Este año, la propuesta premiada en la categoría Senior fue el proyecto “Fabricación e Implantación del primer dispositivo argentino en escala real para el aprovechamiento de la energía undimotriz, FIPDUA (Fabricación e Instalación del Primer Dispositivo Undimotriz Argentino)”, del Dr. Pablo Alejandro Haim, quien se desempeña como director del Laboratorio de Estudios de Energía Solar (LESES) en la Universidad Tecnológica Nacional Regional Buenos Aires (UTN.BA) y es Jefe de Laboratorio de Energías Alternativas dependiente del departamento de Ingeniería Civil.

En tanto, la distinción Junior la recibió el proyecto “Desarrollo de una plataforma de datos multinivel para la Detección y Alerta de Incendios, DALI-Sense”, del Dr. Rodrigo Gastón Gibilisco, Investigador del CONICET y co-director del recientemente creado “Laboratorio de Estudios Atmosféricos” del Instituto de Química del Noroeste Argentino. Es creador del proyecto Breathe2Change para el desarrollo de estrategias colaborativas entre ciencia académica y ciudadana con el sector público y privado para establecer la primera red de monitoreo de calidad de aire utilizando módulos sensores e instrumentos de referencia federal en la provincia de Tucumán.

En sus palabras, el ministro Filmus aseguró: “Realmente nos parece importantísimo este premio por dos aspectos: primero que es una articulación público-privada, lo que le da una característica particular y que significa la posibilidad de profundizar el vínculo entre Francia y Argentina en la investigación científico-tecnológica. Segundo, quiero señalar que este programa es un ejemplo y Francia marca un horizonte de cómo es la cooperación internacional hoy. Hay que pensar que todo proceso de integración global y de cooperación internacional tiene que pasar seguramente por la ciencia y la tecnología”.

Filmus sostuvo además que “hay avances científico-tecnológicos, pero también hay una mayor polarización entre los países que pueden monopolizar ese avance y aquellos que no lo logran hacer, entre aquellos que pueden usufructuar de los beneficios de esos avances y los que no lo logran. Por eso destaco la actitud de Francia respecto a Argentina, y particularmente la actitud respecto a la ciencia y la tecnología, nos llena de alegría y de compromiso para seguir trabajando en forma conjunta sin lugar a dudas”.

“Me pareció muy interesante, señor Embajador, lo que comentó respecto de que el tema del ambiente esté en el próximo debate presidencial. Uno de los premios aborda un tema central para el futuro de las nuevas generaciones, para saber qué mundo le vamos a dejar a nuestros científicos, qué mundo vamos a dejar a las futuras generaciones y es fundamental que nosotros trabajemos hoy denodadamente para que sea un mundo sustentable”, continuó el titular de Ciencia, y finalizó: “Tenemos que lograr que esos compromisos que ha asumido la humanidad, que han asumido en conjunto las naciones en las COP, se cumplan. Hay que trabajar en esa dirección, la ciencia y la tecnología es el único camino”.

El Embajador de Francia, Romain Nadal, agradeció al Ministerio de Ciencia por el apoyo y manifestó: “Felicito a los dos galardonados 2023. Sentimos un gran orgullo al acompañar sus proyectos innovadores a través de la cooperación franco argentina en sinergia con el sector privado. Sus trabajos son indispensables para nuestras sociedades, que necesitan crear nuevas estrategias que sean también nuevas oportunidades de desarrollo sostenible. Les deseamos mucho éxito en sus trabajos y confiamos en que permitirán abrir nuevas colaboraciones entre nuestros países”.

La Directora General de Total Austral, Catherine Remy afirmó: “Para TotalEnergies es un honor poder acompañar este reconocimiento y apoyo a proyectos científicos de Argentina, que buscan dar respuesta, a través de la ciencia y de la innovación, a los desafíos de la sustentabilidad, aportando soluciones concretas a las problemáticas sociales, ambientales y climáticas”.

En cuanto al carácter innovador por el que fueron distinguidas las propuestas, cabe destacar que no existe en el país un equipo similar al FIPDUA que pueda ofrecer las prestaciones del equipo. La UTN-FRBA ya cuenta con 2 equipos, uno a escala 1:20 y otro 1:10, este último ensayado en varias oportunidades en el Canal de Olas del Instituto Nacional del Agua (INA) e Internacionalmente en el canal de olas del Instituto de Mecánica de los Fluidos e Ingeniería Ambiental de la República del Uruguay.

Por su parte, DALI-Sense se distingue por su carácter innovador al hacer converger tendencias tecnológicas como la inteligencia artificial avanzada, la evolución de sensores de alta precisión y el análisis de big data en una única plataforma de alerta temprana de incendios. Este enfoque se sitúa en medio de la rápida evolución de la industria 4.0, que abraza la automatización y la interconexión de sistemas, junto con la urgente necesidad de monitorear y proteger nuestros recursos naturales.

Los proyectos ganadores fueron elegidos entre 26 propuestas presentadas, considerándoselos los más innovadores en su rubro. Ambos recibirán un monto en euros otorgado por la Embajada de Francia, más un subsidio en pesos argentinos otorgado por el Ministerio de Ciencia, destinado a cubrir los gastos de traslado entre Argentina y Francia, y manutención por un máximo de siete días para la estadía de investigación en un laboratorio/universidad/centro de investigación, polo tecnológico y/o empresa de base tecnológica que desarrolle temas relacionados al proyecto ganador.

Las áreas temáticas a impulsar en esta edición fueron:
A) Transición energética e innovación (energías renovables, eficiencia energética, hidrógeno);
B) Calidad del aire (métodos de filtrado, análisis de macropartículas, sistemas de monitoreo, reducción de gases de Efecto Invernadero, estrategias tecnológicas, económicas y legales de gestión de la calidad del aire);
C) Tratamiento, reciclado y disminución en el uso de plásticos.

Previo a este evento tuvo lugar el “Encuentro Anual de la Distinción Franco-Argentina a la Innovación: Reflexiones conjuntas sobre los desafíos de la sostenibilidad”, organizado por las tres instituciones que entregan el premio en la sede de TotalEnergies de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

El seminario se realiza desde 2021 y reúne a expertas y expertos franceses y argentinos en las diferentes áreas de la distinción (calidad del aire, tecnología del agua, transición energética y reducción de plásticos). También es la oportunidad para que los y las premiadas den cuenta del avance de sus líneas de investigación y desarrollo de soluciones sostenibles para nuestro planeta.

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MATER: Cammesa recibió ofertas record por más de 5.300 MW en 60 proyectos de energía renovable

Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), abrió una nueva ronda del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) con el objetivo de asignar prioridad de despacho. La novedad es que se recibió un total de 5.314,5 megawatts (MW) que surgen de 60 proyectos que las compañías generadoras han presentado para ingresar al mercado, una cifra que supera ampliamente a lo que estimaba Cammesa, que había proyectado unos 1000 MW adicionales de potencia renovable para los próximos meses.

Fuentes del sector destacaron a EconoJournal que esta situación se debe a que hubo un cambio regulatorio que permitió ampliar la capacidad disponible. A través de la resolución 360, la Secretaría de Energía permitió la instalación de parques eólicos y solares en nodos de transmisión que, aunque presentan saturación durante los picos de consumo, cuentan con disponibilidad de inyección durante buena parte del día.

Antes de este cambio sólo estaba permitido habilitar proyectos de generación con capacidad de transporte para despachar el 100% de la energía producida, lo que se conoce como “Capacidad de Transporte Pleno”. No obstante, con la modificación de la norma, se autorizó a Cammesa a habilitar nuevos proyectos en el MATER utilizando esos nodos y a su vez se creó la “Asignación de Prioridad de Despacho Tipo Referencial”, que permite que las empresas generadoras puedan acordar contratos de venta de energía a usuarios industriales. Al modificar el criterio de asignación de despacho se bajó la alícuota del 100 al 92 por ciento y esto permitió abrir una capacidad de 700 a 900 MW eólicos y 500 MW solares. Esto explica el motivo de que las empresas que más cantidad de megas han ofrecido en esta ronda eligieron participar en la capacidad de transporte tipo referencial “A”.

Cifra récord

Gracias a esta norma que permitió flexibilizar uno de los criterios técnicos del MATER, compañías como Genneia, Pampa Energía, RP Global, YPF Energía, entre otras, se vieron motivadas para ofrecer grandes cantidades de potencia máxima en sus ofertas, situación  que provocó que existan más proyectos que la capacidad actual disponible, 1,500 MW.

En total se presentaron 34 proyectos de energía eólica y 26 proyectos de energía fotovoltaica. El interés de las compañías en ofrecer está cantidad de energía reside en que pueden pasar varios meses hasta que se vuelva a dar una nueva licitación y que haya nueva capacidad disponible.

Asimismo, esta situación y la cantidad de megas ofrecidos también se explica porque en la actualidad existe mucha demanda de energía renovable por parte del mercado privado producto de la transición energética.

En este sentido, entra a jugar la sustentabilidad y el hecho de que este tipo de energías resultan más económicas. En 2022 el precio monómico promedio de Cammesa fue de US$ 88,7, es decir, las empresas que estuvieron conectadas a la compañía que administra el MEM tuvieron que abonar ese valor por MW/h. En cambio, las empresas que tuvieron un contrato por energía renovable pagaron un total de US$ 65 por MW/h. A su vez, este tipo de energías les permiten a las empresas reducir su huella de carbono, un requisito fundamental para muchas de las compañías locales y extranjeras.

Muchos de los parques están ubicados en Buenos Aires, lo que indica que en la provincia se dará una competencia fuerte para ver cuál es la compañía que finalmente se adjudica los proyectos. Y también, en Comahue, donde hasta hace unos meses no había.

A su vez, otro de los aspectos novedosos fue que en esta nueva ronda del MATER, se abrió la posibilidad de que los proyectos también puedan incluir inversiones en la expansión de las redes de transmisión. En esa línea, hubo un total de cinco proyectos que presentaron ampliación de transporte.

Pasos a seguir

El 18 de octubre Cammesa deberá informar cuáles son los proyectos que deberán realizar un desempate en el proceso de asignación de prioridad. El día 26 se llevará a cabo el acto de presentación de la información requerida para el desempate. Y el 31 de octubre se hará la asignación de prioridad de despacho.

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, Loana Tejero

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¿Cómo se proyecta el mega acuerdo renovable entre Nación y el Norte Grande de Argentina?

La semana pasada, diez gobernadores del Norte Grande y el gobierno nacional de Argentina acordaron la construcción de 2500 MW renovables y con ello la Secretaría de Energía instruirá a CAMMESA a firmar contratos PPA con las provincias involucradas del NOA y el NEA que suscribieron el convenio.

Desde aquel entonces a la fecha, surgieron varias dudas con respecto a cómo se enmarcarían y se llevarían adelante los proyectos que surjan de la iniciativa. Por lo que Energía Estratégica se contactó tanto con la Sec. de Energía como con las carteras energéticas regionales para conocer más detalles del acuerdo.

“Nación se comprometió a otorgar contratos PPA tipo Decreto 476/2019 a empresas provinciales de generación o a una empresa interprovincial que abarque a todo el Norte Grande”, aseguró Alfredo Pedrali, secretario de Energía de La Rioja. 

Dicho decreto lanzado durante la presidencia de Mauricio Macri permite que el estado celebre contratos de abastecimiento de energía eléctrica renovable con compañías provinciales de energía, tal como lo implementado para las etapas de IV y V de Cauchari y la ampliación del Parque Eólico Arauco II (250 MW en La Rioja) y el PE Picún Leufú (100 MW en Neuquén).

Para ello cada una de las jurisdicciones involucradas tendrán que contar con una empresa provincial o una integral por todo el Norte Grande, lo que, en algunos casos, se debe realizar a través de aprobación legislativa. 

Además, las provincias tienen el trabajo de priorizar proyectos viables dentro de sus territorios y si bien no se limitarán sólo a centrales fotovoltaicas, desde el gobierno reconocieron que “resulta más fácil desarrollar la estructura solar que otros tipo de generación”, principalmente por los recursos y factor de carga de las zonas. 

“Debemos hacer que el pedido, la financiación y, posiblemente, la contratación-financiamiento de esta iniciativa sea como un paquete conjunto entre todas las provincias del Norte Grande y se pida un financiamiento internacional para hacer este cambio”, manifestó Pedrali. 

“Pero ya le encargamos a nuestras empresas públicas para que desarrollen los proyectos, algunos ya vistos o en carpeta, así que estamos terminando de delinearlos para presentarlos en las próximas reuniones. Y de igual manera asistimos a provincias para que conozcan la metodología y técnica para crear las empresas públicas y el desarrollo de las plantas renovables, ya que estas nuevas entidades pueden volverse líderes o ayudar al resto de las jurisdicciones que conforman el Norte Grande”, agregó. 

¿Cómo podrían ser los parques? De acuerdo a información compartida desde la Secretaría de Energía de la Nación, los proyectos irían desde 2 MW a 15 MW de capacidad y, en principio, se conectarían a la red de distribución para abastecer la demanda regional. 

“Sin embargo, la potencia de los parques y la asignación máxima por provincia no serían una limitante, ya que también dependerá de la ubicación de cada parque, de las líneas de transporte y de las futuras ampliaciones”, señaló una fuente de la cartera energética nacional allegada a Energía Estratégica. 

Mientras que en cuanto al precio del paquete de los 2500 MW firmados, el secretario de Energía de La Rioja reconoció que se estableció un lineamiento general de acuerdo a los parámetros del DE 476/19 para que el financiamiento sea el más económico y el precio más competitivo tomado en el último tiempo. 

“Por ende se estableció un promedio ponderado de la licitación RenMDI que se instalarán en todo el Norte Grande. Aunque el mismo es una premisa que se ajustará a cómo terminan los proyectos distintivos”. 

Y cabe recordar que en la mencionada convocatoria de renovables y almacenamiento de energía, el renglón N° 1 (orientado a reemplazar generación forzada) tuvo un valor medio USD 73,826 MWh entre las 46 ofertas adjudicadas por 514,08 MW; mientras que el segundo segmento (para diversificar la matriz) el monto ascendió a USD 153,817 MWh entre los 52 emprendimientos asignados por 119,6 MW de capacidad. 

De todos modos, desde la Sec. de Energía de la Nación le confirmaron a este portal de noticias que no saldrán a licitar desde dicha entidad, pero no descartaron la posibilidad de que el Norte Grande arme una empresa y lance una convocatoria por motus propia.

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Adjudican licitación internacional para EPC de electrolizadores de hidrógeno verde en Perú

Si bien Perú aún no cuenta con una Estrategia Nacional de Hidrógeno, importantes players del sector energético trabajan articuladamente para detonar la industria.

Hoy el país está creciendo en el campo de la energía y demanda mejores integradores para la infraestructura eléctrica con ventajas competitivas y cualitativas que permitan ser flexibles ante las necesidades técnicas y económicas de los proyectos.

Un ejemplo de ello, es la apuesta que se ha hecho en Batech Energy, compañía peruana especializada en la venta de equipamiento en subestaciones y centrales eléctricas que representa a Tianjin Mainland Hydrogen Manufacture Equipment, uno de los tres principales fabricantes chinos de electrolizadores con tecnología alcalina.

En conversaciones con Energía Estratégica, Edmundo Farge, CEO de Batech Energy destaca que ganaron la licitación internacional para ENAEX -Industrias Cachimayo para la producción de hidrógeno verde de fertilizantes en Perú.

Tianjin Mailand Equipment Co. Ltd (Representative THE) ,una de las fábricas de tecnología para la producción de Hidrógeno más grande de China, representado en Perú por Batech Energy ha sido adjudicada para el primer EPC (Ingeniería, Equipamiento, Construcción) de Hidrógeno para el reemplazo de sus Electrolizadores aprox 1000 Nm3/Hr ,6.0 MW en Perú”, señala.

Este es un hito en la Industria de hidrógeno verde para la producción de amoniaco y nitrato de amonio, sobre todo porque Industrias Cachimayo ha sido y sigue siendo la empresa pionera de Latinoamérica en el uso del Hidrógeno Verde desde 1965”, agrega.

En concreto, la empresa internacional ENAEX tiene 7 electrolizadores de 3.5 MW cada uno y van a reemplazar 3 de ellos, proyecto valuado en más de 4 millones de dólares.

Al ser socios estratégicos con el fabricante chino, Batech Energy está autorizada a gestionar ventas, posventa, manejo de documentos, servicio local de electrolizadores o cualquier producto para la producción de hidrógeno en Perú-Sudamérica.

Letters of Authorization

Cabe destacar que de la licitación internacional también han participado ingenieros de Chile (Enaex) ,Perú (Enaex-Batech) y China (THE).

De esta forma, Batech Energy reafirma su compromiso por representar a fábricas selectas de reconocida capacidad y prestigio a nivel internacional. 

Conforme a su experiencia, su objetivo es facilitar a sus clientes diferentes soluciones confiables. Tal es así que ofrece alternativas de solución en Tecnología con equipos y servicios especializados para sistemas Eléctricos de Generación, Transmisión, Distribución y de Utilización. 

 

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Panorama para las inversiones en Centroamérica durante el 2024

¿Qué balance realiza de la evolución de las inversiones en energías renovables en mercados centroamericanos?

Es evidente que ha habido una transición importante en toda la región hacia el sector renovable. En ese sentido, la mayoría de países tienen aprobados incentivos de alguna naturaleza hacia energías renovables y otras tecnologías sostenibles como, por ejemplo, para la movilidad eléctrica. Obviamente, la diferencia que existe y que sigue siendo una limitación en la mayoría de la región -tal vez, con la única excepción de Guatemala- es la regulación del mercado.

La regulación que en Guatemala permite una mayor participación del sector privado de toda la cadena del sector eléctrico e incluso se permite la comercialización directa para grandes usuarios y hacer una conexión más directa entre el generador y el consumidor sin tener que pasar por entes comercializadores altamente regulados, no está en todos los mercados y pues eso también abre o cierra posibilidades de inversión bastante fuertes.

Hasta hace unos años, generar a base de carbón era muy rentable por sus bajos precios, pero hacer esa operación hoy por hoy tras el disparo en los precios de los energéticos como el carbón afectó la ecuación. Las matrices que dependen mucho de la generación hídrica eléctrica, pues también está muy vulnerable al cambio climático. Por eso, en los últimos cinco años o un poco más, hay una clara vocación y desarrollo de la energía renovable como eólica y solar en la región.

¿Está llegando financiamiento para este tipo de tecnologías?

Yo pensaría que sí hay una oportunidad muy grande. Tiene conexiones directas con algunos de los de los objetivos de los multilaterales, por ejemplo, pues en temas de cambio climático que sabemos que es un claro objetivo de desarrollo sostenible y que pues muchas entidades tienen en la mira. Entonces definitivamente eso debería de abrir oportunidades importantes para capitalizar mecanismos de financiamiento no convencionales pero hay que resolver otros temas antes.

¿Como cuáles? 

Hay que saber alinear esa oportunidad de mercado con las comunidades. Algunos proyectos en Centroamérica enfrentan llamémosle bloqueos de comunidades ancestrales o indígenas por no conciliar algunos temas o tener ya una oposición fuerte a proyectos mineros y proyectos energéticos en general.

Entonces, pues sí se necesita una conciliación de esa visión país que nos permita entender pues que es una necesidad y que permita el desarrollo de estos proyectos, pero a nivel particular de financiamiento seguro si hay una oportunidad importante a través de los multilaterales, la banca de desarrollo.

Por otro lado, ¿el riesgo soberano influye en la necesidad de apoyo de las entidades? 

Al final, el riesgo soberano es un indicador mínimo de los niveles de riesgo dentro del país. A eso hay que atribuirle además el riesgo que pueda tener la industria o el proyecto a financiar.

En la condición de un índice de riesgo tomas el riesgo soberano como tu referencia y a eso le sumas si estás identificando un riesgo adicional en el proyecto. Entonces de por sí hay países de la región que ya demuestran un riesgo alto, particularmente Honduras y particularmente El Salvador.

Y de cara a las transiciones de gobierno en algunos países centroamericanos, ¿qué impactos podría haber en las inversiones en el año 2024? 

Dados los cambios de Gobierno en muchos de los países de la región, lo que estamos viendo es que la tónica será una desaceleración de las inversiones. Obviamente, el inversionista -sea del sector que sea- lo que requiere es certeza en las condiciones en las que va a estar operando de largo plazo.

En el caso de Guatemala -ya con autoridades electas- hay ciertas dudas en torno a las políticas que pudiera implementar el presidente electo Bernardo Arévalo.

En el caso de El Salvador, la duda no llegaría a ser qué políticas se van a implementar, porque entendiendo las altas posibilidades que tiene el presidente Nayib Bukele de ser reelecto, sí las genera a partir de ciertas dudas por las prohibiciones constitucionales de la reelección en El Salvador que podrían acarrear temas legales y potenciales sanciones de organismos multilaterales y países de primer mundo.

En Panamá, también se duda sobre el resultado electoral y las políticas que pudiera implementar quien resulte electo.

¿Qué cambios en la dinámica de los negocios se producirían? 

Las consecuencias económicas serían empezar a elevar los niveles de incertidumbre, hacer que las inversiones se pongan en pausa. No estoy diciendo ni mucho menos que vayan a haber salidas de capitales en la región. No lo veo necesariamente de esa naturaleza. Pero sí, al tener dudas e incertidumbre, lo que se hace es detener o pausar las decisiones de inversión.

¿Qué señales podrían recibir los inversionistas hacia mitad del año que viene para retomar el ritmo de inversiones? 

Yo creería que lo importante en este caso es recibir las señales correctas. En el caso de Guatemala -que sería algo similar en el resto de países- al momento no hay una confirmación clara de quiénes conformarán todo el gabinete de gobierno, quienes están ocupando los distintos ministerios, y una muy buena señal sería en ministerios claves y muy relacionados con el sector privado o con el desempeño de la actividad productiva poder nombrar a personas de tecnócratas que puedan diseñar o que puedan mandar señales positivas al sector productivo.

Por ejemplo, sería muy positivo que durante el primer semestre quede clara una prioridad del gobierno hacia en necesidades particulares como por ejemplo el mejoramiento de la infraestructura.

Enfocarse en hacer que los países tengan las condiciones adecuadas para albergar y garantizar certeza en las inversiones del país, eso sería clave. Eso mandan manda mensajes muy claros y seguro haría que las inversiones empiecen a a repuntar nuevamente.

¿Qué situación en común se encuentran atravesando las economías en la región centroamericana?

Hay divergencias entre países pero si buscáramos elementos comunes, un elemento común sería la influencia de las economías más grandes, particularmente Estados Unidos. Sobre esa influencia sí debemos reconocer que no es muy alentadora; durante todo el año percibimos temores de una potencial recesión y en las últimas semanas estamos viendo señales un tanto más preocupantes de esas principales economías mundiales que se traducen por lo menos en una fuerte desaceleración, si no es que ya una potencial recesión.

Obviamente tiene un impacto en nuestros países muy dependientes del primer mundo, siendo economías abiertas con fuertes transacciones de exportaciones principalmente para el triángulo norte de Centroamérica -o sea, Guatemala, El Salvador Honduras y también para Nicaragua- ya que el tema de las remesas es sumamente importante y vienen en un 95 a 98% de los Estados Unidos entonces se tornan economías muy vulnerables a lo que pueda suceder en el exterior.

Entonces, el hecho común en la región es una economía que está con una importante desaceleración, pero si ya entramos a ver las economías particularmente de Centroamérica, sí te diría que ahí se ven algunas diferencias importantes porque países como Guatemala como Honduras reflejan ritmos de crecimiento positivos, tal vez menores que el año pasado y particularmente el 2021, pero que sigue siendo un ritmo de crecimiento adecuado. Luego, en contraposición hay países como El Salvador que ya muestran debilidades más latentes. Hay países que están bastante más endeudados que otros en donde Guatemala y Nicaragua tienen niveles de endeudamiento sustancialmente menores de los que tienen, por ejemplo, El Salvador y Costa Rica.

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Los módulos HJT de Risen mejoran el rendimiento y confiabilidad

A principios de 2023, Risen trajo al mercado latinoamericano módulos de heterounión (HJT) de alta potencia y eficiencia. El fabricante es el principal distribuidor de módulos de esta tecnología desde 2019. Posteriormente, en agosto, la empresa, que es el único fabricante con capacidad de producción a gran escala de células HJT, amplió su capacidad de producción exclusiva para este tipo de tecnología, que era de 5 GW en 2022, con una nueva instalación de 15 GW de capacidad de producción anual.

Risen ha traído a nuestro mercado la serie Hyper-ion, fruto de la evolución y mejora de la tecnología desde 2019, cuando la compañía lanzó los primeros módulos basados en células HJT. Aunque la tecnología HJT existe desde los años 80, solo en 2010 la industria pudo empezar a investigar y desarrollar esta tecnología, debido a una patente previa que expiró en ese año.

Para producir células más eficientes, es imprescindible reducir la pérdida de la luz solar que entra en la célula a través de la reducción de la reflexión superficial, pero también, y lo que es más importante, reducir la pérdida de portadores minoritários de carga, lo que significa alargar al máximo su vida útil evitando la recombinación que puede producirse en las interfaces del silicio cristalino (c-Si). Estos efectos se consiguen insertando una capa de pasivación superficial, junto con una capa antirreflectiva. 

Las células de heterounión se basan en el uso de capas de silicio amorfo intrínseco (a-Si) como heterocontacto con la oblea de silicio cristalino (c-Si), lo que proporciona una mejor pasivación superficial en comparación con el nitrato de silicio (SiNx) y el óxido de silicio (SiO2), utilizados tradicionalmente en las células PERC y TOPCon, respectivamente.

Sin embargo, además de la eficiencia, hay otras características en los módulos HJT de Risen que mejoran el rendimiento y confiabilidad. A medida que Risen ha desarrollado los módulos Hyper-ion HJT durante los últimos años, se incluyeron una serie de características a los módulos Hyper-ion HJT Risen, como la tecnología de interconexión a baja temperatura, exclusiva y patentada de Risen, denominada Hyperlink. La empresa también es la primera en utilizar 0 (cero) barras colectoras en sus células Hyper-ion HJT y produce células HJT ultrafinas, que alcanzan los 90μm de grosor en la producción en serie. También, para garantizar la confiabilidad de los módulos, Risen desarolló un material de encapsulamiento especial para los módulos Hyper-ion HJT, ya que se trata de un factor muy importante para garantizar la calidad de los módulos.

Como resultado, todas las ventajas de la tecnología Hyper-ion HJT de Risen permiten alcanzar altos rendimientos, elevadas potencias y, sobre todo, una mayor generación por kW instalado. En la actualidad, Risen tiene capacidad de producción a gran escala de módulos de 710 W con 22,9%, pero a principios de 2023, la línea de ultra alta potencia Hyper-ion HJT logró el récord mundial de módulos de silicio cristalino con 741,45 W y 23,89% de eficiencia, según un informe de pruebas emitido por TUV.

Adicionalmente, la tecnología Hyper-ion HJT Risen tiene ventajas que van más allá de la alta eficiencia, como los coeficientes de temperatura y la degradación lineal de la potencia más bajos, factores que afectan directamente a la generación que cada kW instalado es capaz de realizar. En otras palabras, estos factores afectan en gran medida al rendimiento energético kWh/kW/año. 

El módulo Hyper-ion HJT Risen tiene la atenuación de potencia por temperatura de 0,24%/C, la más baja entre las tecnologías del mercado.

Aún, el módulo Hyper-ion HJT Risen muestra una degradación de potencia de 1% en el primer año y sólo 0,30% de degradación lineal anual en los años siguientes, también inferior a otras tecnologías. Así, los módulos Hyper-ion mantienen el 90,30% de su potencia original al final de los 30 años.

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Gobierno de Brasil extiende exenciones fiscales a casi 200 proyectos renovables

La Secretaría Nacional para la Transición y Planificación Energética (SNTEP) de Brasil, dependiente del Ministerio de Minas y Energía (MME) incluyó 199 proyectos de generación eléctrica renovable dentro del Régimen Especial de Incentivos al Desarrollo de Infraestructura (REIDI). 

Dicho programa establecido en 2007 (pero alcanzado para la generación renovable en 2018) prevé incentivos fiscales para las empresas que inviertan en emprendimientos que el gobierno considere “estratégicos para el desarrollo del país”. 

Y entre los beneficios que abarcan se encuentra la suspensión por cinco años de los aportes al Programa de Integración Social (PIS), al Programa de Formación Patrimonial de Servidores Públicos (PASEP) y a la Contribución de Financiamiento de la Seguridad Social (COFINS), relativos a adquisiciones, alquileres e importaciones de bienes y servicios.

Para ser precisos, la mayoría de los proyectos fueron aprobados por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) en los últimos tres años y, en esta oportunidad, el gobierno de Brasil definió que este rédito lo tendrán la siguiente cantidad de propuestas: 

106 parques eólicos (en los estados de Bahía, Ceará,Pernambuco, Piauí y Río Grande del Norte)
90 proyectos solares repartidos entre Bahía, Goiás, Mato Grosso del Sur, Minas Gerais, Pernambuco, Río Grande del Norte, Río Grande del sur y Tocantins. 
3 centrales hidroeléctricas ubicadas en Paraná y Río Grande del Sur. 

Con ello, el principal objetivo de la iniciativa es estimular la inversión privada en áreas cruciales, tanto del sector energético como en esta oportunidad, como también en los rubros de transporte, saneamiento básico, telecomunicaciones y otros sectores relacionados con la infraestructura.

Y cabe recordar que, tal como lo informó Energía Estratégica hace algunos años (ver nota), el sistema legal brasileño no distingue entre inversores extranjeros o nacionales. Es decir que las entidades corporativas que reciben inversión extranjera están sujetas a las mismas reglas tributarias que las compañías brasileñas de propiedad de individuos u otras entidades corporativas residentes en el Brasil.

Además, el acceso para estos beneficios a través del REIDI también se prevén para emprendimientos contemplados de mini generación distribuida, considerando que hoy la GD supera la cantidad de capacidad solar instalada con respecto a las centrales fotovoltaicas de generación centralizada (23,36 GW vs 10,39 GW). 

Participación por tecnología en la generación eléctrica centralizada de Brasil

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Casos reales y buenas prácticas en eficiencia energética para edificios públicos: estrategias para el ahorro y la sostenibilidad

Escuelas, universidades, hospitales, centros deportivos, instalaciones municipales… Gracias a la eficiencia energética, todos los edificios públicos pueden reducir significativamente el consumo y los costos de funcionamiento, mejorando a la vez la calidad de los servicios y la vida de la ciudadanía.

Es por ello que el martes 17 de octubre, a las 15:30 GMT (internacional), 9:30 CST (México), 10:30 COT (Colombia) y 12:30 CLST (Chile), se celebrará un exclusivo webinar gratuito sobre eficiencia energética (en español) diseñado para Chile, Colombia y México.

Allí se explorarán posibles estrategias para mejorar la sostenibilidad medioambiental y económica de la energía en los edificios públicos, respaldadas en todo momento por casos de éxito.

Registrarse: https://register.gotowebinar.com/register/6369100758545032793?source=energia-estrategica-ex

El webinar, impulsado por Enel X, línea de negocio global del Grupo Enel que opera en el campo de los servicios de suministro y gestión de energía, contará con intervenciones de Rafael Burgos Aguilar, Jefe de e-City Enel X México, Claudia Peña Ortiz, Jefa de Sales e-City Chile, y un representante de la Agencia de Sostenibilidad Energética Chilena.

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ADELAT y ARIAE firman acuerdo para contribuir en el desarrollo de regulaciones para la transición energética en Latinoamérica

La Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) y la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de la Energía (ARIAE) oficializaron el Acuerdo de Cooperación a fin de profundizar una alianza que permitió, en julio pasado, reunir cerca de 80 reguladores de la región para intercambiar ideas sobre los desafíos y los perfeccionamientos del marco regulatorio nacional y regional de la distribución eléctrica.

La finalidad de esta unión es formular estrategias y realizar actividades que contribuyan a desarrollar una regulación del sector de la distribución eléctrica que sea eficiente, moderna y que promueva las inversiones necesarias para la transición energética en los países de Latinoamérica y El Caribe.

ARIAE es una entidad de derecho privado sin ánimo de lucro, compuesta por 26 autoridades reguladoras energéticas de 20 países: Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, Cuba, Ecuador, El Salvador, España, Guatemala, Honduras, México, Nicaragua, Panamá, Perú, Portugal, Puerto Rico, República Dominicana, Uruguay y el regulador multinacional de América Central (CRIE). Se propone promover la armonización regulatoria, la cooperación de actividades como la investigación y el desarrollo, y compartir experiencias.

De esta forma, ambas organizaciones se comprometieron a colaborar a través del intercambio de conocimientos, ideas y lecciones aprendidas en el marco de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) en su Agenda 2030. El foco estará puesto, especialmente, en lo referido a: Energía asequible y no contaminante; Industria, innovación e infraestructura; y Ciudades y comunidades sostenibles.

El acuerdo firmado por la dirección ejecutiva de ADELAT y el presidente de ARIAE, José Fernando Prada, también busca elaborar proyectos conjuntos en áreas de interés común, unificar esfuerzos y experiencias, apoyar la difusión de mejores prácticas regulatorias y colaborar en la organización de talleres, conferencias y seminarios de formación, entre otros tantos objetivos. Durante el encuentro también estuvo presente el secretario ejecutivo de ARIAE, Luis Jesús Sánchez de Tembleque.

“Esta alianza con ARIAE es un paso más en nuestro compromiso con la modernización de la distribución eléctrica y, además, nos permitirá compartir experiencias y cooperar en actividades de interés común, incluyendo la investigación y el desarrollo necesario para una transición energética justa y exitosa”, destacó la dirección ejecutiva de ADELAT.

ADELAT y ARIAE trabajarán en la organización y realización, a nivel regional, de estudios, análisis e investigaciones que involucren mejoras en la regulación nacional y regional, como la modernización de la distribución eléctrica y la electrificación del consumo energético, para mitigar el impacto del cambio climático.

Esta alianza estratégica resulta fundamental para continuar la construcción de un lenguaje común entre los actores y organismos multilaterales que forman parte del sector. La incorporación de mejores prácticas de gestión y sostenibilidad, en el marco de la transformación energética, es clave para que exista una regulación que permita una maximización de los beneficios sociales.

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Claudio Seebach dejará la presidencia ejecutiva de Generadoras de Chile

La Junta Directiva de la Universidad Adolfo Ibáñez resolvió designar como nuevo decano de su Facultad de Ingeniería y Ciencias a Claudio Seebach, quien dejará su rol como presidente ejecutivo de Generadoras de Chile a mediados de noviembre para asumir este nuevo desafío profesional.

Seebach se incorporó en 2015 al gremio que representa a varias empresas de generación del país, las que están liderando la inversión en energías renovables en materia solar, eólica, almacenamiento e hidrógeno verde, con el objetivo de contribuir activamente a la estrategia de transición energética impulsando iniciativas de descarbonización responsable y adopción de energía renovable.

Durante estos ocho años al mando de la Asociación, ésta ha más que duplicado su número de asociados, se ha consolidado como uno de los principales gremios del sector eléctrico, con una capacidad de análisis y estudio reconocida ampliamente, incidiendo de manera proactiva y efectiva en las agendas de  modernización de la política energética para el desarrollo del mercado de generación, de asuntos comunitarios, de sostenibilidad ambiental, de equidad de género y muy especialmente la agenda climática.

Así, en 2018 Generadoras de Chile lideró el acuerdo de retiro del carbón en Chile, acción climática de reducción de emisiones comprometida por Chile a la fecha. Asimismo, el gremio ha avanzado en posicionar en la opinión pública los beneficios país de la energía eléctrica, con sus impactos en materia de eficiencia energética, reducción de emisiones y combate a la crisis climática

Al respecto de su partida, Claudio Seebach afirmó: “Vivimos un momento fascinante y desafiante en el sector energético. Me voy de Generadoras de Chile satisfecho y orgulloso, en un muy buen momento de la institución, con un gran equipo y un buen gobierno corporativo, habiendo consolidado un proceso de transformación organizacional, lo cual me da la confianza de que seguirá liderando la transición energética, una descarbonización responsable y el impulso de las energía renovables como lo ha hecho hasta hoy, promoviendo un mayor bienestar para chilenas y chilenos.”

La presidenta del Directorio de la Asociación, María Teresa González, junto con felicitar el nuevo rumbo académico adoptado por Seebach, agregó que la continuidad de la administración y representación de la Asociación seguirá en la persona de su gerente general, Camilo Charme.

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Royón estimó posible el ingreso de U$S 1.200 millones por el dólar diferencial petrolero

Un día después de la puesta en marcha del tipo de cambio diferencial para una parte de las exportaciones de la producción hidrocarburífera argentina, la secretaria de Energía, Flavia Royon, evaluó “positiva la recepción de la medida por parte del conjunto de la cadena productiva del sector y la inscribió dentro de las políticas que la cartera de Sergio Massa lleva adelante para contribuir a la solidez macroeconómica del país”.

“Se trata del mismo esquema que se aplicó al dólar soja, pero para el sector petrolero, y con alcance para todas las cuencas del país” definió Royon.

La medida fue anunciada por el ministro de Economía, Sergio Massa, tras visitar a fines de septiembre la localidad de Loma Campana, donde recorrió los trabajos finales que YPF lleva adelante en el Oleoducto Vaca Muerta Norte.

El ministro había anticipado que el objetivo de la mejora en el tipo de cambio permite estimular más inversiones en la producción y, además, garantizar estabilidad financiera. En este mismo sentido, Royon consideró que “tomamos la medida considerando que hoy el sector de los hidrocarburos tiene un precio para el mercado interno muy por debajo de los precios internacionales, que han tenido una fuerte suba. Por eso buscamos preservar las inversiones y el desarrollo que venimos teniendo en el gas y el petróleo nacionales”.

Sobre la captación de nuevas divisas que propicia la medida consideró: “Esperamos un ingreso de divisas del orden de los 1.200 millones de dólares por parte del sector energético. Tienen que liquidarse en el sistema antes del 20 de octubre”.

Explicó, además, que este beneficio tiene como complemento la virtud de “permitir robustecer las reservas del Banco Central en el contexto de un panorama electoral donde suelen aparecer ciertos sectores que quieren especular con movimientos financieros”.

A través de la Resolución 808/23 se habilitó la incorporación de todas las cuencas y productos exportables del sector de los hidrocarburos al esquema cambiario ya utilizado para la liquidación de la soja (Decreto 576/2022).

De esta forma, para el plazo que corre entre los días 2 y 20 de octubre las compañías operantes estarán en condiciones de liquidar el 25% de sus exportaciones al valor del tipo de cambio denominado Contado con liquidación (CCL). A su vez, las empresas conservan el acceso al mercado oficial (Mercado Único y Libre de Cambios, MULC) para el 75% restante de su producción exportable.

En cuanto a la recepción del incentivo por parte de la industria, la secretaria afirmó: “El sector lo ha recibido muy bien, porque es un nuevo aliciente a la producción. Ya estamos trabajando con las empresas para que puedan adelantar exportaciones antes del plazo límite”.

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Honda Motor produce al 100% con renovable de YPF Luz

. La alianza celebrada entre Honda Motor de Argentina e YPF a principios de 2022 -con el foco en desarrollar soluciones de valor para la industria- inició una nueva etapa con la provisión de energía 100 % renovable por parte de YPF Luz a la planta de Campana. Este acuerdo convierte a Honda en la única fábrica de motos a nivel local que utiliza energía sustentable en sus operaciones.

El convenio firmado por ambas compañías permitió a Honda Motor de Argentina comenzar a operar gradualmente partir de junio con energías limpias, reduciendo más de 1.160 toneladas de emisiones anuales de CO2 equivalente.

YPF Luz abastece de energía renovable desde el parque solar Zonda, ubicado en San Juan, a la planta de Honda en Campana, Provincia de Buenos Aires. La iniciativa se enmarca en los objetivos a 2050 trazados por Honda a nivel global hacia la neutralidad de carbono.

Para lograrlo, la compañía está desarrollando diversas acciones, siendo la provisión de energía renovable de YPF Luz clave en este objetivo. Además, se trabaja de forma permanente en eficientizar el consumo de energía y el uso del agua a través de la implementación de nuevos sistemas, como así también el incremento del reciclaje y el tratamiento de los residuos generados en planta.

“Estamos felices con la implementación de esta nueva etapa de la alianza con YPF, que además se da en el marco de la celebración de nuestros 45 años de presencia en el país. Para nosotros es un orgullo fabricar motos argentinas con energía renovable, de la mano de la principal empresa energética del país con 100 años de historia”, comentó Takashi Fujisaki, presidente de Honda Motor de Argentina.

Por su parte, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó: “Nos enorgullece acompañar a Honda Motor en su proceso de transición energética, abasteciendo su planta de Campana con energía limpia proveniente de Argentina. Gracias a este logro, Honda opera con energía rentable y eficiente, que reduce el impacto de su huella de carbono. Desde YPF Luz estamos felices de contribuir para que la industria sea cada vez más competitiva energéticamente”.

El acuerdo marco entre Honda e YPF incluye, además de la energía renovable, la comercialización de especialidades y beneficios para los clientes y usuarios de ambas marcas, teniendo como eje central nuevas soluciones de movilidad sustentables. se indicó.

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CECHA advierte sobre el quiebre de stock en las estaciones de servicio

Los expendedores de combustibles nucleados en la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (CECHA), plantearon que “el sistema de “Precios Justos” dispuesto por el Gobierno nacional para los combustibles pone en serio riesgo la supervivencia de todo el sector”.

El referido esquema de precios dispuesto por el ministerio de Economía implicó un congelamiento con vigencia hasta el 31 de octubre. Pero una eventual indefinición de ganador en las elecciones presidenciales hasta esa fecha podría derivar en su prórroga.

En un comunicado los dueños de estaciones de servicio señalaron que “más allá de la baja en los plazos para la acreditación de las tarjetas de crédito, dispuesta (recientemente) por el BCRA a instancias de la secretaria de Energía, Flavia Royón; y los incentivos dados por YPF a su red, estas medidas no resultan suficientes para encauzar un mercado que cada vez presenta un insostenible estrés operativo”.

Asimismo, señalaron que “el aumento de los precios internacionales del petróleo, que encarece las importaciones a pérdida de combustibles, hace que las petroleras tiendan a abastecer preferentemente su demanda”. “A esto hay que sumarle la estrechez de reservas en el BCRA para hacer frente a la adquisición del producto por parte de las petroleras; y el incremento de los precios en el mercado mayorista de combustibles, que tensiona la demanda en las estaciones retail de todas las banderas”.

En un comunicado, la entidad advirtió que “este panorama está generando una creciente inestabilidad en las estaciones de servicio, que por las distorsiones del mercado, y ante la existencia de precios dispares, produce un efecto derrame de la demanda de unas estaciones a otras de distinta bandera, llevándonos a un quiebre de stock de esos productos”.

“Esta situación se va precipitando en escasez, lo que pone en situación de supervivencia a las estaciones de servicio. Resulta necesario que se bajen las cargas impositivas de los combustibles; se alienten mejores condiciones para la importación y/o se adopten medidas de urgencia para resolver el problema que conlleva retrasar artificialmente un sendero de precios de los combustibles”, remarcaron.

“Desde CECHA estamos a disposición para generar ámbitos de discusión con los distintos actores del sistema para buscar soluciones a la crisis del sector”, se indicó.

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Naturgy concluyó el curso 2023 de “Energía del Sabor”

Naturgy cerró junto a los alumnos el curso 2023 de “Energía del Sabor”, su programa de inclusión social a través de la gastronomía. Se llevó a cabo con la Unión de Trabajadores de Turismo, Hoteleros y Gastronómicos de la República Argentina (UTHGRA Seccional Oeste). 

Desde el inicio del programa de Naturgy en 2016, más de 680 personas pertenecientes a distintos grupos con dificultades de acceso al mercado laboral se han instruido en el oficio gastronómico. A lo largo de la cursada los participantes no sólo aprenden de técnicas de cocina y de nutrición, sino que también se los instruye en emprendedurismo con salida laboral.

El curso

Durante el 2023, el curso se llevó adelante con tres horas semanales, durante cuatro meses de trabajo, presentados a través de módulos mensuales donde se abordaron de manera transversal los siguientes temas: Actividades teóricas metodologías activas, gamificación y aula invertida; Prácticas formativas y prácticas para emprendimientos: marketing digital, redes sociales; Técnicas y recetas y Catering. El año lectivo para los alumnos de este módulo, que fue exclusivo para jóvenes con discapacidad, continuará con visitas guiadas a un hotel 5 estrellas y con un evento final en noviembre, en el que uno de ellos, representando a su curso, participará en una contienda donde demostrarán lo aprendido en las clases.

En base a esto Bettina Llapur, directora de Comunicación de Naturgy expresó: “Es una gran satisfacción poder cerrar una nueva edición de nuestro querido programa Energía del Sabor, donde a lo largo del año pudimos aportar valor a los alumnos participantes, brindando capacitaciones que posibilitan a los alumnos una inserción laboral o el desarrollo de un emprendimiento personal. Hemos podido lograr esto gracias al compromiso de la UTHGRA Seccional Oeste, cuya tarea y compromiso reconocemos año tras año“.

Como parte de los festejos los estudiantes del Curso 2023 de “Energía del Sabor”, organizaron un catering para agasajar a los invitados, entre los que se encontraban familiares de estos, autoridades locales, de la escuela y de Naturgy, los cuales disfrutaron de los manjares preparados y de la brillante atención brindada por ellos.

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, Redaccion EconoJournal

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Cruje el congelamiento de combustibles: crecen los faltantes y suben precios en algunas provincias

El congelamiento de precios de los combustibles hasta el 31 de octubre empezó a impactar en el abastecimiento de las estaciones de servicio, sobre todo en el norte del país, aunque también se siente en provincias como Mendoza y el interior de Buenos Aires. El principal problema se registra con el gasoil, un producto muy demandado por el sector agropecuario y el transporte, donde ya se fijaron cupos. También se registran faltantes de nafta, sobre todo del tipo súper, que últimamente tuvo un fuerte crecimiento de la demanda porque la diferencia de precios con la premium cada vez es mayor. En varias provincias ya comenzaron a aplicarse leves aumentos en los precios. El subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, mantuvo este miércoles una reunión virtual con refinerías del sector para analizar la situación.

El congelamiento de precios de los combustibles lo acordó -de palabra- el ministro de Economía y candidato presidencial, Sergio Massa, con las petroleras luego de la suba del dólar oficial de 22% el día siguiente a las elecciones primarias (PASO) y el posterior ajuste promedio del precio en los surtidores de 12,5%.

Abastecimiento

Un problema en el abastecimiento tiene que ver con que no hay dólares disponibles para importar barcos con combustibles, según explicó una fuente del sector de midstream a EconoJournal. Con la diferencia cambiaria, tampoco dan los márgenes para importar a pérdida. En esta situación, la exportación de crudo desde el norte también genera poca disponibilidad en las refinerías.

Massa afirmó este miércoles luego de la conferencia con la Cámara Argentina de la Mediana Empresa (CAME) que “hay dos situaciones, una vinculada al cupo mayorista y otra al minorista. Hay mayoristas que están estoqueando y lo que le pedimos a YPF y Axion Energy, que son las que tienen más presencia en el interior, es que garanticen abastecimiento minorista. Sobre todo, porque en este momento no hay demanda mayorista grande, lo que hay es acumulación, pero no demanda. Siempre en procesos electorales hay pícaros y bandidos y tenemos que castigarlos”.

Gasoil

Uno de los impactos del congelamiento de precios del combustible y falta de oferta fue que el canal mayorista de gasoil, donde se abastece el sector agropecuario e industrial, tuvo un aumento post-PASO en agosto de más de 25% y, en los hechos, generó que sea más caro que el canal minorista. Contra toda lógica económica, el precio en el retail (que tuvo una suba menor) es más barato, lo que provoca un cruce de canales que explica la escasez de gasoil. Esta situación también había ocurrido en 2022 con la crisis por la faltante de gasoil.

¿Qué significa que haya un cruce de canales? El sector agropecuario y de transporte, al ser grandes consumidores de gasoil, se abastecen por el canal mayorista. Pero al estar más caro que el minorista intenta abastecerse desde ahí, aunque no pueda.

Fuentes del sector de refinación confirmaron a EconoJournal que esta situación se agudizó en el último tiempo a partir de que el sector agropecuario y de transporte están demandando mayores volúmenes por el canal minorista y están acopiando. Como ejemplo, explicaron que lo que una estación de servicio de Bahía Blanca o Río Cuarto vendía en 15 días, hoy puede hacerlo en una semana.

Nosotros hacemos los mismos envíos a las estaciones de servicio, no vemos una faltante de gasoil, notamos un corrimiento de la demanda. Si en esta época del año una estación de servicio vendía un volumen determinado, hoy está demandando casi el doble porque el canal minorista está con una demanda mucho más alta que la habitual, es una demanda no genuina porque debería ir al canal mayorista,”, explicó otra fuente del sector de refinación

Por su parte, la Federación Argentina de Entidades Empresarias del Autotransporte de Cargas (FADEEAC) advirtió sobre la escasez del gasoil y solicitó a la Secretaría de Energía que intervenga. La entidad, que nuclea a cuarenta y cuatro cámaras de transporte de todo el país, reconoció en un comunicado este miércoles que “tal como alertamos, el aumento del costo de combustible mayorista muy por encima del incremento registrado en surtidor produjo un desvío natural en el método de carga del autotransporte”.

Naftas con leves subas

Además de la situación del gasoil, se registraron en los últimos días un leve aumento del precio en las naftas, contrariamente al acuerdo de tenerlo congelado hasta el 31 de octubre. Pero esta suba no surge de las refinadoras (YPF, Axión Energy, Puma o Shell), tal como relevó este medio, sino que algunos estacionaros privados del interior del país no acataron el congelamiento y aumentaron el precio de las naftas entre 2% y 5%.

Como ejemplos, en provincias del Noroeste Argentino (NOA) se registraron aumentos de hasta 4% en los surtidores. En Tucumán hubo una leve suba de cuatro pesos en el valor de la nafta súper. En tanto, en Misiones algunas estaciones de servicio privadas remarcaron 5% sus precios. En Mendoza, Santa Fe y Entre Ríos los expendedores que comercializan combustibles también ajustaron, pero en alrededor de 3%.

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, Roberto Bellato

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Bajó la cotización del cobre

El cobre cotizó por debajo de los 8.000 dólares la tonelada en la Bolsa de Metales de Londres por primera vez desde finales de mayo. La caída del metal también coincide con un acusado descenso de la actividad manufacturera en las principales economías industriales.
Un indicador de la actividad de las fábricas estadounidenses se contrajo en septiembre, mientras que el sector manufacturero empeoró principalmente en Asia.

El metal bajó un 0,3%, hasta 8.032 dólares la tonelada en la Bolsa de Metales de Londres (LME) tras haber caído un 1,2% anteriormente. Los mercados chinos están cerrados por las vacaciones de la Semana Dorada.

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Dólar Vaca Muerta: Este martes se introdujo el tipo de cambio para las empresas de hidrocarburos

El Ministerio de Economía avanza con su plan de fortalecer reservas de cara a las elecciones generales del 22 de octubre, al hacer cumplir la regulación de un dólar más alto destinado a los exportadores de hidrocarburos, que entró en vigor el pasado miércoles 3 de octubre. Además, se confirmó que el cambio positivo se mantendrá a lo largo de este mes para las exportaciones de soja. Estas estrategias apuntan a estabilizar las monedas financieras y evitar fluctuaciones bruscas como las que se observaron a finales de septiembre. En una reciente publicación en el Boletín Oficial, el «dólar soja 4», […]

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Dow Argentina designa a Sofía Lobo como directora de Asuntos Públicos y Gubernamentales

La empresa química Dow designó a Sofía Lobo como directora de Asuntos Públicos y Gubernamentales para Región Sur de América Latina. En su nuevo rol, reportará a Matías Campodónico, presidente de Dow Argentina y de la Región Sur de América Latina. 

A partir de este mes será la responsable de liderar la estrategia de asuntos institucionales y corporativos de Dow en Argentina, Bolivia, Chile, Paraguay y Uruguay, incluida la supervisión de las comunicaciones, la reputación, las políticas públicas y la gestión de crisis.

Además, Lobo representa a Dow en asociaciones sectoriales como ECOPLAS, Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP), Consejo Empresarial para el Desarrollo Sostenible (CEADS), AmCham. Desde 2022 es co-chair del Foro de Cooperación Regulatoria de América Latina (LARCF). 

Cuenta con más de 15 años de experiencia profesional en las que se desempeñó en roles similares en el ámbito público y privado. Inició su carrera en Dow en 2016 como Gerente de Comunicaciones y desde agosto de 2017, ha ocupado el cargo de Líder de Asuntos Gubernamentales para la Región Sur de América Latina.

Lobo es Licenciada en Comunicación Social, recibida en la Universidad Austral (2007), y tiene un Máster en Gestión de la Comunicación en las Organizaciones cursado en dicha institución (2011).

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, Redaccion EconoJournal

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Royon: «Hoy el norte de Chile recibe gas gracias a la infraestructura de Argentina»

Desde el 1 de octubre se autorizaron nuevas exportaciones en firme a Chile por 400.000m3 por día hasta abril del 2024. Los cupos correspondientes a la Cuenca Austral son utilizados a través del ducto disponible en la provincia de Salta. La Argentina dio un nuevo paso en la mejora de su balanza energética al autorizar exportaciones de gas hacia Chile a través del Gasoducto Norandino. Los envíos se concretan bajo la modalidad en firme y son los primeros que se realizan hacia el país vecino desde la provincia de Salta en 13 años. Al respecto, la secretaria de Energía explicó […]

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Argentina 2024: las ventajas energéticas que no debemos desaprovechar

Las perspectivas para el crecimiento económico argentino del año que viene en cuanto al panorama energético son más que favorables. Diferentes circunstancias hacen asegurar a expertos un crecimiento sostenido que, de quitar algunos tipos de trabas, harían del 2024 un gran año en materia de exportación de bienes energéticos. Obras ya instauradas y en constante desarrollo como el Gasoducto Néstor Kirchner, otras nuevas como la de Vaca Muerta Norte o como la Offshore del área Argerich, en Mar del Plata, sumado a un contexto futuro superador de las sequías, son factores plausibles para un balance muy positivo. Sin embargo, también […]

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La OPEP+ decidió hoy continuar con los recortes a la producción

La organización resolvió hoy continuar con los recortes en la producción de crudo hasta fin de año, luego de la reunión de su sede en Viena.

Arabia Saudita, el mayor exportador de crudo del mundo, confirmó que extenderá hasta finales de 2023 su reducción voluntaria de producción de un millón de barriles de petróleo diarios, que empezó a aplicar en julio, según fuentes del Ministerio de Energía saudita.
La producción del reino durante noviembre y diciembre será de alrededor de 9 millones de barriles diarios”, según la agencia oficial de noticias saudí, SPA.

Autoridades sauditas informaron que volverán a evaluar en noviembre su decisión sobre esa reducción,” para ver si reduce o produce más”, y que el recorte de un millón de barriles se suma a otro recorte voluntario unilateral de Arabia Saudí aplicado el pasado abril y que se extenderá hasta finales de diciembre de 2024.

Se espera que esta extensión de la limitación a su producción, que se añade a los recortes de bombeo a los que el país árabe se ha comprometido con la OPEP, impulse aún más al alza el precio del crudo, hoy en 93,56 dólares.
Rusia confirmó también que mantendrá hasta finales de año la reducción adicional voluntaria de 300.000 barriles diarios de sus exportaciones de petróleo, lo que se suma al recorte de 500.000 barriles diarios que aplica también hasta diciembre.

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¿Qué es la moneda digital argentina, la propuesta que anunció Massa?

En el debate del domingo, el candidato a presidente por Unión por la Patria indicó que es una medida que prepara si llega a ser presidente. Más de 130 países trabajan en instrumentaciones similares. ¿Cuáles serían los beneficios? «Vamos a poner en marcha la moneda digital argentina, acompañada de una ley de blanqueo que permita que quienes tengan dinero en el exterior lo puedan repatriar sin pagar impuestos». La frase pertenece a Sergio Massa y la dijo en el debate presidencial del domingo 1° de octubre, en el primer bloque cuando discutían sobre economía. Se trata de una de las […]

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Más automóviles se mueven por el litio: tras la jugada de GM, los dueños de Peugeot, Citroën y Fiat llegan a la Puna

La multinacional Stellantis puso fin a su acuerdo con una mina canadiense que opera en las provincias de Salta y Catamarca. principales destinos de exportación. Luego de que General Motors decidiera invertir millones en Energy X, una startup dedicada a la extracción de litio, la multinacional Stellantis movió las piezas y prevé inversiones de hasta $90 millones para asegurar el suministro del mineral que actualmente se extrae en la Puna. En particular, el propietario de fabricantes de automóviles como Alfa Romeo, Chrysler, Citroën, Dodge, Fiat, Jeep, Opel y Peugeot busca tener acceso al metal para incrementar su apuesta por la […]

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Eduardo Elsztain, el exsocio de George Soros que sortea la crisis económica con IRSA

El empresario, aprendiz del filántropo multimillonario estadounidense, ha construido un imperio evitando, en el proceso, las inversiones especulativas en acciones, bonos y derivados que se han visto afectadas por los repetidos defaults de Argentina. En una mesa del despacho de Eduardo Elsztain en Buenos Aires hay una esfera de cristal llena con US$1 millón en billetes estadounidenses triturados y fuera de circulación. La obra de arte, dice el magnate inmobiliario, es un recordatorio constante de la inutilidad del dinero físico. En ningún lugar es tan cierta esta lección como en la Argentina natal de Elsztain, y ha llevado al aprendiz […]

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Los costos del transporte de cargas acumulan un aumento de 160% en el último año

Los costos del transporte de cargas cerraron septiembre con 11,10% de incremento, tras el récord de 20,3% en agosto, la cifra más elevada en 20 años, y acumulan una suba interanual (septiembre 2022-septiembre 2023) de 159,92%.

El Índice de Costos que elabora la Federación Argentina de Entidades Empresarias del Autotransporte de Cargas (FADEEAC) muestra que en los primeros nueve meses de 2023, los costos operativos del sector acumularon un aumento de 113,84%, producto del efecto arrastre de la depreciación del tipo de cambio oficial de agosto, y del contexto de crecimiento de la nominalidad inflacionaria, según precisaron.

El informe, realizado por el Departamento de Estudios Económicos y Costos de FADEEAC, y auditado por la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad de Buenos Aires (UBA), mide 11 rubros que impactan directamente en los costos de las empresas de transporte de cargas de todo el país, y es referencia en buena medida para la fijación o ajuste de las tarifas del sector.

Los resultados

Septiembre fue el cuarto mes del año en el que se registró un incremento de los costos de dos dígitos (febrero, 10,02%; mayo, 11,85%; y agosto, 20,3%).

El mes pasado, 9 de los 11 ítems relevados exhibieron incrementos. Se destaca en primer lugar el aumento del costo laboral, que surge del primer tramo del convenio rubricado en agosto de 2023, con un impacto directo en Personal-Conducción (25%) y en los rubros componentes relacionados Reparaciones (7,47%) y Gastos Generales (12,54%).

Respecto de los rubros vinculados al equipo, se verificó un nuevo incremento en Seguros (15,28%), y una menor variación en Material Rodante (5,12%).

Aunque también aumentaron, Combustibles (2,4%), Lubricantes (3,65%) y Neumáticos (2,25%), arrojaron menores variaciones mensuales que el mes anterior. Costo Financiero, por su parte, tuvo un incremento de 23,6%, y Patentes y tasas, y Peaje fueron los dos ítems que no sufrieron modificaciones respecto de agosto.

Combustible

Durante las últimas semanas, empresas de varias de las 44 Cámaras de transporte que integran FADEEAC siguieron reportando diferentes tipos de dificultades para el normal abastecimiento de combustible: desde cupos para la carga y demoras, hasta falta de acceso a gasoil tipo 2 (el que mayoritariamente utiliza el sector) o limitaciones en el medio de pago aceptado.

Aunque la situación varía a diario, en las últimas cuatro semanas la Federación recibió reportes de dificultades de diferente magnitud en estaciones de servicio ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Chaco, Chubut, Córdoba, Entre Ríos, Jujuy, La Pampa, Mendoza, Misiones, Neuquén, Salta, San Luis, Santa Fe, Santiago del Estero y Tucumán.

Luego de un período con aumentos mensuales pautados en torno al 5% (diciembre 2022-julio 2023) en el marco del programa Precios Justos, en agosto el Combustible mostró una suba de 18% en surtidor, pero de alrededor del 35% a granel, que es la vía que utiliza la mayor parte del sector.

En base a esto, desde la FADEEAC alertaron que el aumento del costo de combustible mayorista muy por encima del incremento registrado en surtidor produjo un desvío natural en el método de carga del autotransporte.

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, Redaccion EconoJournal

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La refinería de Campo Durán frenó sus procesos por falta de gas y petróleo y corren peligro 500 puestos de trabajo

«Las luces del litio encandilaron al sector privado y al Estado y el Gobierno provincial perdió el interés por la actividad petrolera», se quejaron desde el Sindicato del Petróleo y Gas de Salta y Jujuy. En una cuenca hidrocarburífera que desde hace 15 años no para de hundirse y en la que las empresas asociadas en Refinor apuntan a reorientar negocios con crudo y gas de Vaca Muerta, la refinería de Campo Durán atraviesa por uno de sus momentos de mayor incertidumbre productiva y laboral. Las actividades de las diferentes instalaciones del complejo se detuvieron totalmente, en principio por 45 […]

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La Cumbre Internacional sobre Clima y Energía en Madrid da impulso a los esfuerzos por alcanzar el objetivo de 1,5 °C

Ministros y altos funcionarios de cerca de 40 países de todo el mundo se reunieron el lunes en Madrid con jefes de organizaciones internacionales y representantes de la industria, la sociedad civil y organizaciones juveniles para la Cumbre Internacional sobre Clima y Energía. Coorganizada por el Gobierno de España, que actualmente ocupa la presidencia de la Unión Europea, y la Agencia Internacional de Energía, la Cumbre buscó construir una amplia coalición detrás de los esfuerzos para mantener el objetivo del Acuerdo de París de limitar el calentamiento global a 1,5 °C dentro de un plazo de alcanzar. Bajo la copresidencia […]

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Las economías emergentes necesitan mucho más financiamiento privado para la transición climática

Se necesita una amplia combinación de políticas para desbloquear el capital privado necesario en las economías de mercados emergentes y en desarrollo y garantizar un impacto climático positivo. Lograr la transición hacia emisiones netas cero para 2050 requiere una inversión sustancial en mitigación del clima en las economías de mercados emergentes y en desarrollo, que actualmente emiten alrededor de dos tercios de los gases de efecto invernadero. Estos países necesitarán alrededor de 2 billones de dólares anuales para 2030 para alcanzar ese ambicioso objetivo, según la Agencia Internacional de Energía , y la mayor parte de esa financiación fluirá hacia […]

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Justicia: Revés para Rodríguez Saá con la obra pública

Una jueza provincial dictó una orden de no innovar en materia de licitaciones, adjudicaciones y contrataciones directas del estado provincial de San Luis. Revés judicial para la última etapa del gobierno de Alberto Rodríguez Saá en la provincia de San Luis al hacer lugar María Eugenia Bona titular del Juzgado Laboral Nº 2 de la Primera Circunscripción de San Luis una acción de amparo presentada por Claudio Poggi de no innovar para las adjudicaciones directas o por licitación, contrataciones y llamados de obras públicas tanto para la Administración Central como Entes y Sociedades dependientes del Estado Provincial de San Luis […]

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YPF explora alternativas para garantizar el abastecimiento luego de que el BCRA le negara dólares para importar combustibles

Para garantizar el abastecimiento, YPF, al igual que el resto de las firmas, importa parte de los combustibles que comercializa en el mercado interno. Este mes tiene previsto traer cinco cargamentos de gasoil y uno de nafta. Fuentes cercanas a la petrolera aseguraron a EconoJournal que el viernes le pidieron al Banco Central los dólares para pagar parte de esos envíos, pero la solicitud fue rechazada. La autoridad monetaria confirmó a este medio la negativa, pero se limitó a informar que eso se debió a que “YPF no cumplió con el régimen informativo previo”.

En el gobierno señalan que YPF se había comprometido con el ministro de Economía, Sergio Massa, a no demandar más dólares oficiales hasta fin de año y prefinanciarse con divisas generadas por sus propias exportaciones. Sin embargo, el viernes habrían solicitado los dólares para importar sin tener garantizada esa prefinanciación. Por eso desde el Banco Central sostienen que YPF no cumplió.

Como YPF está exportando crudo a Chile a través de Otasa, desde el gobierno señalaron que el compromiso de la petrolera con Massa había sido que iba a negociar con la chilena Enap, que es quien compra ese crudo, para que le adelante los dólares necesarios para afrontar la importación de combustible.

Cerca de YPF, en cambio, niegan esa versión, afirman que el volumen de combustible importado estaba previamente informado y que la negativa se explica por la falta de dólares que enfrenta la economía. De hecho, sostienen que la decisión de negociar la prefinanciación con Enap surge como una opción luego de la negativa del Banco Central.

Más importaciones    

YPF incrementó sus necesidades de importación este mes porque tiene parada una unidad de topping de la refinería de Ensenada en La Plata. Dos de los cargamentos de gasoil que tiene que abonar son provistos por Shell Western Suply and Trading (STUSCO, según sus siglas en inglés) y Phillips 66 (P66). El primero está previsto que llegue entre el 15 y el 20 de este mes y el segundo entre el 26 y el 30. La importación de nafta se acordó con Gunvor.

YPF no solo está apremiado por la parada técnica de su unidad de topping en La Plata sino por una mayor demanda generada por el diferencial de precios entre las estaciones propias y las de la competencia. Eso se debe a que YPF tiene un modelo de venta de combustibles en sus estaciones que es por consignación y fija precios. Puma, Raízen y Trafigura no tiene ese modelo. Otorga determinado volumen a sus estaciones y las estaciones definen el precio. Debido a esa situación, la brecha en las últimas semanas se amplió con respecto a la media histórica e hizo crecer la demanda. La diferencia de precios actual se ubica entre 10 y 15 puntos.

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, Redaccion EconoJournal

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En vivo: Diputados busca dictamen para el proyecto de “Compra sin IVA”

En un encuentro parlamentario, la Comisión de Presupuesto y Hacienda buscará hoy emitir dictamen al Programa “Compra Sin IVA”, que establece por ley la devolución del IVA para los productos de la canasta básica.

La medida alcanzará a jubilados y pensionados que perciban un monto mensual que no exceda los seis haberes mínimos garantizados; los beneficiarios de asignaciones universales por hijo y embarazo. A los trabajadores registrados de la actividad privada y pública cuyo ingreso mensual no supere el equivalente a seis Salarios Mínimo, Vital y Móvil (SMVM); el Personal de Casas Particulares y aportantes del Régimen Simplificado para Pequeños Contribuyentes. 

También están comprendidos los beneficiarios de los programas de Inclusión Socio-Productiva y Potenciar Trabajo, así como las compras realizadas con la Tarjeta Alimentar. El Proyecto de Ley propone su vigencia a partir del 1 de enero de 2024, y se estima que obtenga dictamen para llevarlo al recinto la semana próxima en busca de la media sanción.

La actividad se puede seguir en el canal oficial de la Cámara de Diputados: www.youtube.com/watch?v=drJEWFQo1Fo&ab_channel=HonorableC%C3%A1maradeDiputadosdelaNaci%C3%B3n

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Macron frena la derogación de una ley que prohíbe vender combustibles a pérdida luego de que las distribuidoras bajaron sus precios

Con el aumento de la cotización internacional del crudo, los precios en los surtidores en Europa vuelven a ocupar un primer plano en el tablero político. Para intentar ponerle un freno a las subas, el presidente de Francia, Emmanuel Macron, había dejado trascender que eliminaría una ley que prohíbe vender combustibles a pérdida. Sin embargo, la resistencia desatada en el sector de venta de naftas lo forzó a dejar en suspenso esa iniciativa. A cambio, importantes compañías del sector se comprometieron a comercializar los combustibles al costo. Por otro lado, TotalEnergies anunció recientemente que prolongará más allá de diciembre el precio máximo que aplicó sobre las naftas que vende en sus estaciones.

Críticas y marcha atrás

El origen de la polémica está en una ley de 1963 que prohíbe la venta de combustibles «a pérdida«. La primera ministra francesa Elisabeth Borne había anunciado que el gobierno buscaría eliminarla como parte de un paquete de medidas anti inflacionarias. La ley fue creada en su momento para evitar que los grandes distribuidores minoristas vendan combustibles a precios artificialmente bajos para desplazar del negocio a los minoristas pequeños.

La iniciativa del ejecutivo francés fue rechazada por los estacioneros tradicionales, un universo estimado de 5.800 estaciones de servicio en Francia, de las cuales 2.300 son pequeñas o muy pequeñas. La Federación Nacional del Automóvil fue una de las principales voceras del rechazo entre estacioneros. “Vender a pérdida significa vender por menos de lo que compraste, por lo que pierdes dinero. Nadie puede vivir perdiendo dinero. La diferencia con los supermercados es que ellos pueden compensar aumentando los precios de otros productos, nosotros no”, cuestionó el presidente de la sección de Combustibles de la federación, Jacques Vaysse.

Algunas de las grandes empresas distribuidoras también objetaron la idea. El director general de Carrefour, Alexandre Bompard, se opuso a vender con pérdidas durante una audiencia en el parlamento francés. Destacó que la prohibición de la reventa con pérdidas ha sido un principio crítico del comercio desde 1963 y advirtió contra la apertura de una «caja de Pandora». Otras grandes como Intermarché, U y E Leclerc también rechazaron la propuesta.

Frente a la oposición planteada por el sector, Emmanuel Macron declaró que no incluirá esa propuesta en el paquete anti inflacionario aunque no la descartó como opción para el futuro. «Lo estamos manteniendo como una amenaza”, declaró.

Precios al costo

Descartada la idea de habilitar la venta de combustibles a pérdida, el presidente francés planteó a las empresas del sector un compromiso para que renuncien a sus márgenes y vendan los combustibles al costo. E-Leclerc y Carrefour, las principales cadenas de supermercados de Francia, se comprometieron a cumplir con el pedido.

Carrefour anunció que venderá a precio de costo hasta finales de año. «Anunciamos la mayor operación de venta de combustible a precio de costo de nuestra historia», afirmó Carrefour en X (Twitter).

Michel-Edouard Leclerc, el presidente de E-Leclerc , afirmó que el combustible en sus 750 establecimientos será vendido al costo a partir del 29 de septiembre. Lo consideró un «acto de solidaridad con todos los clientes asustados por los aumentos (de precios) y cuyo poder adquisitivo se ve muy afectado».

Precio máximo

TotalEnergies ya había tomado a principios de septiembre una medida en sintonía con las necesidades planteadas por el gobierno. La compañía energética anunció que extenderá más allá de diciembre el precio máximo de € 1,99 por litro de nafta. Total introdujo ese precio límite en enero pasado.

La compañía declaró que sostendrá el precio máximo «mientras los precios sigan siendo altos». El ministro de Finanzas de Francia celebró el anuncio. «Es una buena noticia para todas las personas que trabajan y para el poder adquisitivo. La carga de la inflación debe ser compartida», dijo Bruno Le Maire.

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, Nicolás Deza

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Una de las generadoras más importantes de Argentina participará del megaevento de renovables en Chile

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, propietaria de una capacidad instalada de 2.483 MW, incluyendo energía térmica eficiente, energía renovable, cogeneración y energía distribuida, y productora del 9% de la energía de Argentina, a través de activos ubicados en 7 provincias, participará del Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, que realizará Future Energy Summit en Santiago, Chile.

El megaevento, que ya cuenta con la confirmación del propio Ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, se celebrará los días 28 y 29 de noviembre en el prestigioso Hotel Intercontinental de Santiago, reunirá a destacadas personalidades del ámbito de las energías renovables vinculadas al Cono Sur.

Al momento, la cumbre ya cuenta con un 80% de aforo completo. Se espera la participación de más de 400 ejecutivos de toda la región y 70 panelistas destacados de todo el Cono Sur.

El evento contará con amplios espacios para la realización de networking y habrán meeting points donde los auspiciantes mostrarán sus últimas novedades en serifios y tecnología para el sector.

Consultar entradas: https://futurenergysummit.com/producto/latam-future-energy-southern-cone-renewable-energy-summit/?wmc-currency=USD

Mandarano hablará sobre proyectos estratégicos para el sector de las energías renovables, siendo YPF Luz una de las empresas más influyentes de Argentina.

Actualmente la compañía cuenta con tres importantes parques eólicos operativos, uno de ellos, Manantiales Behr, ha registrado un factor de capacidad de 60%.​​​

Los activos

Por un lado, puede destacarse Los Teros, que es uno de los parques eólicos más grandes del país y tiene la ventaja de estar cerca de los centros de mayor consumo eléctrico de Argentina.

Cuenta con 45 aerogeneradores con 175 MW de potencia instalada y una subestación para conectar a la línea de 132 Kv entre Tandil y Olavarría. Genera la energía equivalente a las necesidades de consumo de 215.000 hogares.

Este parque de YPF Luz se ha desarrollado en 2 etapas: Los Teros I, de 123 MW, en operación desde 2020. Los Teros II, de 52MW, en operación desde mayo 2021.

Consultar entradas: https://futurenergysummit.com/producto/latam-future-energy-southern-cone-renewable-energy-summit/?wmc-currency=USD

El Parque Eólico Los Teros abastece con energía eólica a empresas como Toyota, Coca-Cola FEMSA, Nestlé, Profertil, Holcim, Santander, Ford, Roca, Hyatt e YPF entre otros, con quienes ya ha firmado contratos de provisión de energía renovable. ​

Por otro lado, el Parque Eólico Manantiales Behr, que está emplazado sobre un yacimiento de gas y petróleo en operación que pertenece a YPF.

Allí YPF Luz inició su operación renovable aprovechando los excelentes recursos naturales y optimizándolos para producir de la forma más eficiente energía renovable.

El Parque Eólico Manantiales Behr tiene 30 aerogeneradores y una capacidad instalada de 99MW, equivalente al consumo de 144.000 hogares. En 2021, fue uno de los más eficientes del país, con un factor de capacidad de 60%.​​​

Finalmente, el Parque Eólico Cañadón León, que es el primer proyecto Renovar de YPF Luz, al cual se destinan 101,52MW de capacidad instalada para provisión de CAMMESA, mientras 21,15MW se destinarán al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

El parque alcanza una capacidad instalada de 123 MW de energía renovable, eficiente y sustentable, equivalente a la energía que utilizan más de 150 mil hogares. Cuenta con un factor de capacidad de 53% y evita la emisión de más de 312.000 toneladas de dióxido de carbono por año.

Es el tercer parque eólico de la compañía, luego de Manantiales Behr, ubicado en Chubut y operativo desde 2018; y Los Teros, puesto en marcha en 2020 y ubicado en Azul, provincia de Buenos Aires.

Consultar entradas: https://futurenergysummit.com/producto/latam-future-energy-southern-cone-renewable-energy-summit/?wmc-currency=USD

Además, YPF Luz cuenta con otros dos proyectos renovables en construcción. Por una parte, el Parque Solar Zonda, que generará energía solar fotovoltaica que tendrá una capacidad instalada total de 300 MW, en tres etapas de 100 MW cada una, equivalente al consumo de 140.000 hogares.

El febrero de 2022 comenzó la construcción de la primera etapa del proyecto, financiada a través de la emisión del primer bono verde de YPF Luz, por un monto total de 63,9 millones de dólares a una tasa del 5% y con vencimiento final a 10 años.

Cuando el proyecto complete todas sus etapas, ampliará la capacidad de generación renovable actual en un 25% en San Juan. El parque solar generará un ahorro de emisiones de carbono de 360.000 tn. CO2 equivalentes al año, respecto de una central termoeléctrica equivalente.

La otra central renovable en construcción de YPF Luz es el Parque Eólico General Levalle, de 155 MW, ubicado en Córdoba, Argentina, que comenzó su construcción en febrero de este año.

Con una inversión estimada de 260 millones de dólares, el montaje -que tendrá una duración total de casi dos años- está creando empleo para más de 300 personas e incrementando la actividad económica local.

A principios de 2024, se iniciará el montaje de las turbinas, que tomará aproximadamente 6 meses de trabajo y luego comenzará la fase de configuración, pruebas y puesta en funcionamiento de todo el parque, cuyo inicio de operación está previsto a finales de 2024.

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Récord en el MATER 360: Más de 5300 MW renovables compiten en Argentina

La nueva modalidad del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina atrajo una gran cantidad de interesados. El llamado correspondiente al tercer trimestre del año recibió un total de 5314,5 MW en 60 proyectos, lo que representa una cifra récord para una ronda de esta índole. 

Pero cabe aclarar que si bien los 60 parques solicitaron la mencionada potencia máxima a adjudicar, si se cuenta el total de la capacidad por proyecto, la cifra aumentaría de 5314,5 MW a 6684,5 MW. 

En cuanto a tecnología, la energía eólica fue la de mayor convocatoria con 34 centrales que suman 3632 MW de potencia máxima solicitada; mientras que la fotovoltaica ocupó los restantes 26 proyectos (1602,5 MW) que solicitaron prioridad de despacho ante CAMMESA. 

¿A qué se debe tal interés? El nuevo “MATER 360” tuvo varios cambios radicales a comparación del mecanismo implementado hasta esta convocatoria, dado que por primera vez en la historia se abrió la posibilidad de asignación de prioridad de despacho tipo “Referencial A”, con esperada del 92% sobre la energía anual característica en las condiciones previstas de operación de los parques. 

Además, los proyectos también podían incluir inversiones en la expansión de las redes de transmisión; sumado a que se incorporó la posibilidad de asignación de prioridad de despacho a nuevas centrales de generación renovable, en la medida que sean acompañadas por demandas incrementales de potencia equivalentes a 10 MW o más. 

¿Cómo se repartieron las solicitudes? En la zona comprendida entre el Noreste Argentino (NEA), el Litoral y Buenos Aires zona La Plata (con capacidad suficiente) se presentaron 6 plantas renovables por un total de 230 MW. 

En tanto que en la región Centro y Cuyo (con capacidad limitada) se postularon 21 parques por aproximadamente 1400 MW para cubrir 130 MW en MATER Pleno + 400 MW en MATER 360 Referencial A. 

.Mientras que en el corredor Comahue – Buenos Aires hubo 32 centrales por 3.500 MW que solicitaron prioridad de despacho con posibilidad de un curtailment de hasta 8%, con capacidad limitada de asignación a un valor entre 700/933 MW.

Adicionalmente, hubo cinco proyectos que se presentaron con ampliaciones del sistema de transmisión: 

PS Las Barranquitas (10 MW) de la firma Energy Point, en el corredor Centro.
PE Pomona III (105,4 MW) de Genneia, en la zona de Comahue.
PE Mataco II y III (165 MW asignables y 201,6 MW total) de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) en la región PBA Centro – Sur.
PE Los Aromos (168 MW), de YPF Luz, en la zona PBA Centro – Sur.
PE Olavarría (180 MW solicitados y 428,4 MW de capacidad total prevista del parque), de Windenergy, en el corredor PBA Centro – Sur.

A partir de estos datos, CAMMESA informará el 18 de octubre a aquellos proyectos que se requieran realizar un desempate mediante el mecanismo de Factor de Mayoración tanto para el MATER Pleno como el Referencial A. 

Mientras que el jueves 26 se hará el acto de presentación de la información requerida para ello y el martes 31 de octubre se dará a conocer la asignación de prioridad de despacho que, de acuerdo a la información compartida por CAMMESA, se estima que de los 5300 MW ofertados puedan ser adjudicados alrededor de 1750 MW. 

Proyectos Presentados 3er trimestre 2023.xlsx – BASE

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Panamá da pasos firmes en la eliminación de impuestos a paneles solares

El Proyecto de Ley 981, que modifica la Ley 37 de 2013 sobre el Régimen de Incentivos para el fomento de la construcción, operación de centrales y/o instalaciones solares, prospera en la Asamblea Nacional de Panamá. Este lunes 2 de octubre fue aprobado en segundo debate y se espera que tenga una continuación favorable.

¿Por qué su trascendencia? Este proyecto de ley busca la exoneración del impuesto selectivo al consumo, impuestos de importación, de aranceles, tasas, contribuciones y gravámenes a equipos para nuevos proyectos solares de todas las escalas; entre ellos, se podrá eliminar el 5% que recaía sobre la importación de paneles fotovoltaicos.

Este proyecto ha sido ampliamente elogiado por expertos y miembros de la industria energética en el país. Juan Carlos Navarro, Cofundador y Senior Policy Advisor de NSOLAR Panamá, expresó su satisfacción por esta medida: «Este proyecto que busca eliminar el Impuesto Selectivo al Consumo de 5% sobre los paneles solares es una excelente iniciativa y realmente es absurdo que por tantos años se haya mantenido este impuesto».

La eliminación de este impuesto contribuirá a reducir los costos de importación de paneles solares y, en última instancia, los costos para los consumidores finales. Al respecto, Navarro señaló: «Con esta iniciativa legislativa se va a eliminar este 5%, haciendo a la industria de energía solar más competitiva en Panamá. Por tanto, es una iniciativa positiva».

«Aprobado el proyecto en el tercer debate, irá al Ejecutivo para su refrendo. Una vez sea refrendado, se convierte en ley de la República y posteriormente hay que esperar la reglamentación para que entre en vigor», observó Navarro.

Y añadió: «Esta es una iniciativa legislativa sumamente positiva que le permite al sector solar panameño ser competitivo ante otras tecnologías y nos permite ser competitivos a nivel regional. Esto es lo que queremos: estimular el uso de paneles solares para bajar el precio de la energía y enfrentar el mayor reto que tenemos los panameños: el precio».

Una de cal y una de arena

Si bien, el gobierno actual de Panamá ha demostrado un compromiso notable con la promoción de las energías limpias y la aprobación de este proyecto será un gran avance para el país, Navarro advirtió que habían algunas inconsistencias en otras propuestas legislativas.

«Por un lado, se han presentado varios proyectos de ley por iniciativa independiente de distintos Diputados de distintos partidos para penalizar y afectar la energía limpia, unos afectan las hidroeléctricas, otras infectan el otro tipo de energía limpia en fin son propuestas descabelladas que no ayudarán en nada».

«Por otro lado, además de estas propuestas en la Asamblea Nacional, el propio Estado ha empezado discusiones para modificar la Ley 6 -que es la ley fundamental del sector energético- pero, dado que estamos ya en plena campaña política que concluye en mayo del año entrante, a mí me parece sumamente desacertado meterse con la Ley Marco del sector energético panameño en este momento. Yo dejaría esa discusión para el próximo gobierno».

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Señalan que Chile podría convertirse en el segundo mayor mercado de almacenamiento de América

El avance de las energías renovables ya es notorio a lo largo del mundo y Latinoamérica no es la excepción. Si bien los países tienen distintas velocidades para su instalación, las fuentes de generación verdes han tomado lugar en la matriz e incluso algunos territorios ya marcan el rumbo con las nuevas tecnologías. 

Chile es uno de ellos, ya que a partir de una serie de dificultades que el sector atravesó, el gobierno optó por darle una mayor importancia a la implementación de sistemas de baterías como parte de su Agenda Inicial para el Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Tal es así que llamó la atención de diversas entidades y, de acuerdo a la consultora británica denominada Interact Analysis, Chile podría convertirse en el segundo mayor mercado de almacenamiento de energía de América tras Estados Unidos. 

“A partir de 2023, se espera que las instalaciones de almacenamiento (excluyendo centrales hidroeléctricas reversibles) experimenten un crecimiento explosivo, con 12 proyectos previstos que comenzarán a operar en 2023, lo que equivale a aproximadamente 1,3 GW”, señalaron.

“Mientras que de 2024 a 2026 que la capacidad instalada en esta tecnología superaría 1 GW cada año”, agregaron en un documento elaborado por la consultora. 

Para ser precisos, la compañía destacó que existen 60 proyectos en etapa de construcción y planificación, por un total de alrededor de 4,7 GW, de los cuales se prevé que 51 entren en operación entre el período 2024-2026, que sumarán al sistema alrededor de 3,9 GW de capacidad. 

Y si bien el país aguarda por el reglamento de la Ley de Almacenamiento y Electricidad, la industria electroquímica sería la que dé más impulso a la materia a través de emprendimientos a gran escala entre renovables y baterías de ion-litio, generalmente con una duración de descarga continua de entre 3 y 6 horas, con una duración promedio de más de 5 horas.

“Además, el país cuenta con cinco proyectos de almacenamiento térmico en sales fundidas, que suman 1,6 GW y se está planificando uno de hidrógeno, desarrollado por HIF Chile en la Región Antártica de Magallanes-Chile. Por lo que, para fines de 2023, se aguarda que el país tenga un total de 1 GW de instalaciones de storage electroquímico y 660 MW de instalaciones de almacenamiento de energía térmica en sales fundidas”, aclara el archivo.

Despliegue por región

La consultora Interact Analysis estimó que Antofagasta y Tarapacá serán las zonas que liderarán el proceso de adopción de esta tecnología durante el próximo lustro; aunque ya se destaca que 14 regiones administrativas de las 16 de Chile cuentan con desarrollos en la materia, ya sea en operación, construcción o planificación. 

“Antofagasta y Tarapacá son las dos regiones más grandes, con una instalación de 3,7 GW y 1,2 GW respectivamente, representando el 57% y el 19% del total de almacenamiento del país. Mientras que los proyectos en sales fundidas se desarrollan principalmente en Antofagasta, con una potencia instalada acumulada de 1,1 GW”, añadieron desde la entidad británica.

Centrales a escala GWh registradas en Chile

Antofagasta: Ampliación parque fotovoltaico Los Andes, Fase III 226 MW/1.582 MW – Se espera entre en funcionamiento en 2023
Arica y Parinacota: PS Celda Solar 240 MW/1.200 MWh – Previsto para 2025
Tarapacá: Optimización planta solar Sol del Loa, de 10.400 MWh en dos fases a entrar en marcha a 2025
Antofagasta: parque híbrido Pampas 200 MW/1.000 MWh, a ponerse en funcionamiento en 2026
Antofagasta: Socompa Solar 450 MW/1.800 MWh para el año 2026
Antofagasta: planta fotovoltaica Cristales 542 MW/2.710 MWh, prevista para el 2028

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Proponen tres medidas para revolucionar las energías renovables en Ecuador

Como ya había anticipado Energía Estratégica, el pasado 14 de septiembre el Ministerio de Energía y Minas expidió un Acuerdo Ministerial, para viabilizar y generar condiciones óptimas para la inclusión de la generación distribuida para autoabastecimiento en el sistema eléctrico ecuatoriano.

Conforme a lo dispuesto en el artículo 24 del Reglamento a la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica, la medida impulsa el ingreso de un mayor volumen de generación distribuida que permita el autoabastecimiento a nivel de distribución, en zonas industriales, residenciales, comerciales, etc., coadyuvando a la reducción de la demanda que es servida desde el sistema nacional interconectado.

Si bien el Gobierno ha dado un paso importante con esta última regulación, especialistas sugieren que aún se pueden hacer más esfuerzos para detonar la industria de las energías limpias.

Uno de ellos es Jorge García Uribe, CEO de Energy Control, quien sugiere tres instrumentos regulatorios que mejorarían las condiciones para avanzar en diversificar la matriz de cara a las próximas elecciones, en conversaciones con Energía Estratégica.

Las propuestas

Promover la generación distribuida: de acuerdo al experto, Ecuador tiene una demanda de Energía que supera la oferta, especialmente por sector productivo por lo que todos los candidatos presidenciales tocan el tema del costo de la energía.

“La generación distribuida ha tenido un crecimiento exponencial entendiendo que somos un país que aún está en sus  etapas iniciales. Esto que se ha hecho de permitir la generación distribuida sin tantas barreras por parte de las empresas distribuidoras para el sector privado es fundamental”, señala.

Permitir PPAs en la generación distribuida: García Uribe explica que el PPA no está permitido en el país para regulaciones de autoconsumo actualmente y solo se pueden hacer leasings de equipos fotovoltaicos, lo cual vendría a ser como un PPA disfrazado.

Y agrega: “La mayor limitación de crecimiento de este segmento en el país es justamente la falta de esas herramientas financieras. Es fundamental revertir esa barrera para el crecimiento de las energías renovables en el país”.

Exigir la profesionalización de instaladores: según el ejecutivo, es importante comenzar a certificar a los instaladores. 

“No hay una entidad que se encargue de certificar a los instaladores y todos vienen por experiencia propia de las empresas. Como hay muchas compañías muy nuevas, es muy necesario garantizar la profesionalización, sobre todo teniendo en cuenta que los sistemas son muy a largo plazo”, afirma.

“Afortunadamente, estamos mejor que hace dos años ya que el incremento de experiencias mejoran las prácticas. Pero es un factor crítico que venimos discutiendo constantemente con las asociaciones. Hay mucha competencia informal en un mercado muy nuevo”, añade.

En efecto, García Uribe argumenta que cuando la competencia de precios es muy agresiva y no hay herramientas financieras, la gente opta por instaladores más baratos y ahí comienzan las fallas de los sitemas. Por ello, es menester actuar rápido antes de que las malas prácticas desincentiven la actividad.

 

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Ternium reafirma su compromiso por migrar de hidrógeno gris a verde

En el marco del Webinar «El hidrógeno verde para descarbonizar la industria de acero» organizado por CAMEXA, Ternium, una de las principales empresas de acero a nivel global, ha anunciado su firme compromiso de transitar del hidrógeno gris al hidrógeno verde como parte de su estrategia de reducción de emisiones y sostenibilidad.

Durante el encuentro virtual, Albes Urdaneta, Global Environment Manager en Ternium, compartió detalles sobre las oportunidades del hidrógeno verde y su impacto positivo en la industria siderúrgica.

 «El hidrógeno verde tiene un mayor potencial en la reducción de acero. Hoy utilizamos hidrógeno gris para reducir el mineral de hierro y tenemos la práctica. El objetivo es reducir las emisiones al 20% antes del 2030 y estamos comenzando a ver el hidrógeno verde porque sabemos que juega un rol fundamental», explicó.

A pesar de los desafíos actuales relacionados con el precio y la escalabilidad del hidrógeno verde, Urdaneta destacó que los precios están mejorando, lo que augura un futuro prometedor para esta tecnología. 

«Estamos adecuando nuestros procesos y sin duda es algo que está en nuestra agenda. Buscamos volcarnos del hidrógeno gris al verde. El impacto que tendremos será muy prometedor”, señaló. 

Y enfatizó: “Tendremos que buscar un punto de equilibrio con el precio y el volumen del hidrógeno, pero es algo que nos va a permitir alcanzar nuestras metas de descarbonización y vender un producto sustentable. Vamos a tener ventajas competitivas a medida que incorporamos estas tecnologías a nuestros procesos”.

Dado que las industrias siderúrgicas son conocidas por su alto consumo de energía, Urdaneta subrayó que la transición al hidrógeno verde ayudará a aumentar la productividad y desempeñará un papel fundamental en la descarbonización de la industria. 

Además, anticipó que el hidrógeno verde se convertirá en un activo fijo crucial, siguiendo la tendencia observada en Europa.

A su vez, aseguró que Ternium ha tomado medidas significativas en el camino hacia la sostenibilidad, con 9 años de trabajo en eficiencia energética, inversiones en parques solares, incursiones en la electromovilidad y la investigación de nuevos usos para el CO2 capturado.

 La empresa también ha realizado mapeos exhaustivos de sus chimeneas y consumo eléctrico, así como la transición a iluminación LED en sus plantas. Además, ha implementado planes de contingencia para enfrentar problemas de suministro eléctrico.

Ternium demuestra su firme compromiso con la sostenibilidad y la reducción de emisiones, posicionándose como líder en la transición hacia un futuro más verde y sostenible en la industria del acero.

Cabe destacar que en el  Webinar organizado por CAMEXA, también participó María Laura Gutiérrez, Sustainability and Environment Deputy Director en Grupo DEACERO quien exploró las oportunidades del vector energético en México y planteó las ambiciosas metas descarbonización que tienen desde la compañía.

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El propósito principal del SiMEM es promover la competencia, transparencia, eficiencia y brindar libre acceso a la información del sector.

José Fernando Prada, director de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), participó en el lanzamiento oficial de SiMEM – Sistema de Información del Mercado de Energía Mayorista, el primer portal de datos abiertos en el sector eléctrico colombiano, definido por la Resolución CREG 101 018 de 2022.

El propósito principal del SiMEM es promover la competencia, transparencia, eficiencia y brindar libre acceso a la información del sector.

Este sistema, que responde a los principios y criterios definidos por la CREG en la citada resolución, fue desarrollado con el operador del mercado XM como gestor tecnológico, y cumple la función de facilitar el acceso, la consulta y análisis de datos generados en altos volúmenes en el mercado de energía mayorista.

En su intervención, José Fernando Prada destacó la importancia de la transparencia como un principio fundamental para la buena regulación y el funcionamiento óptimo de los mercados.

Aseguró que el acceso abierto a la información fue un presupuesto fundamental a la hora de diseñar el SiMEM.

“El SiMEM surgió como respuesta a la creciente demanda de información en el sector, tanto de potenciales inversionistas como de la academia y los usuarios. Antes de la implementación de esta medida, existía información significativa pero dispersa y de difícil acceso para los agentes participantes y el público en general”, aseveró en la inauguración el director de la CREG.

Y puntualizó: “Esta barrera se abordó con la introducción de este portal, el cual organiza y simplifica la búsqueda y consulta de datos comerciales, financieros y operativos del Sistema Interconectado Nacional”.

Prada explicó que la iniciativa estuvo alineada con los lineamientos de Gobierno Digital y se trabajó conjuntamente entre la CREG y XM, para brindar una solución tecnológica que ofreciera información cierta, suficiente, oportuna, clara y verificable.

Prada hizo hincapié en la importancia de brindar herramientas accesibles y comprensibles para nuevos agentes, potenciales inversionistas o competidores, promoviendo así una participación amplia y no discriminatoria en el mercado de energía.

Finalmente resaltó la importancia dada al tema de la ciberseguridad, pues también se implementaron medidas para garantizar la seguridad digital en el acceso a la información.

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Soltec suministrará 302 MW de su seguidor solar SF7 a un proyecto en EEUU

Soltec, una compañía integrada verticalmente dedicada a proyectos fotovoltaicos con seguidores solares ha firmado un acuerdo para suministrar 302 MW de su seguidor SF7. El proyecto estará ubicado en el estado de Missouri, Estados Unidos.

Este proyecto contará con los seguidores SF7 de Soltec, el seguidor en configuración 2P de Soltec, que maximiza la potencia y el rendimiento de la planta al tiempo que minimiza los costos de capital para obtener un retorno de inversión óptimo. Debido a su ventaja distintiva de permitir una mayor generación de energía por hectárea en comparación con las configuraciones 1P, el SF7 permite una mayor generación de energía, especialmente cuando se aplica en proyectos con limitaciones de terreno, pendientes o parcelas de formas irregulares, como en este caso.

La planta solar contará con un total de 7,557 seguidores SF7 y 560,952 módulos. Además, la puesta en marcha de este proyecto evitará la emisión de 163,080 toneladas de CO2 a la atmósfera, contribuyendo a reducir el impacto ambiental y la contaminación en la zona. Los 302 MW de esta planta equivalen a la energía necesaria para abastecer a 172,571 hogares.

«Ampliar nuestra presencia y base de clientes en Estados Unidos es algo que celebramos en Soltec. Ya tenemos una amplia experiencia en este país, pero cada proyecto representa un nuevo desafío y satisfacción. Sabemos que trabajar en el mercado más grande del mundo conlleva la presión de desempeñarnos al más alto nivel. La confianza de nuestros clientes, que continúan eligiéndonos, es una prueba adicional de la confiabilidad no solo del producto de Soltec, sino también de su servicio en cada uno de los proyectos en los que operamos», expresó Raúl Morales, CEO de Soltec.

Soltec ya cuenta con una cartera de 2.3 GW de proyectos en Estados Unidos. La empresa española ha estado trabajando en proyectos a gran escala en el país desde 2015, y su sede se encuentra en Miami, Florida, desde donde llevan a cabo trabajos en todo Estados Unidos. Además, la empresa cuenta con un centro logístico en Texas y un extenso equipo local.

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GIC cierra su alianza estratégica con Iberdrola para la expansión de las redes de transporte en Brasil por 456 millones de euros

Iberdrola y GIC, el fondo soberano de Singapur y uno de los principales inversores institucionales del mundo, han cerrado el acuerdo estratégico para el desarrollo de las redes de transmisión en Brasil por 2.400 millones de reales brasileños (456 millones de euros).

La operación, que fue comunicada a finales de abril, ya cuenta con el visto bueno de la Agencia Nacional de la Energía Eléctrica (ANEEL) y del Consejo Administrativo de Defensa Económica (CADE).

Ambas sociedades coinvertirán en activos operativos de transporte (Jalapão, Santa Luzia, Dourados, Atibaia, Biguaçu, Sobral, Narandiba y Río Formoso), con un total de 1.865 km de líneas de transporte, con un plazo medio de concesión de 25 años. Iberdrola, por medio de su filial en Brasil, Neoenergia, tendrá una participación del 50% de la sociedad, valorada en 1.200 millones de reales brasileños -228 millones de euros-.

Además, Iberdrola y GIC han suscrito un acuerdo marco para participar de forma conjunta en futuras licitaciones de activos de transporte de energía eléctrica en Brasil. Con el cierre de esta operación, Neoenergia dejará de consolidar contablemente la deuda de los activos operativos, considerados dentro del perímetro de la transacción.

GIC es una firma líder de inversión global constituida en 1981 para garantizar el futuro financiero de Singapur. Como gestor de las reservas de divisas de Singapur, GIC adopta un enfoque de inversión disciplinado y a largo plazo, y se compromete a invertir en soluciones críticas para acelerar la transición energética.

Esta transacción se enmarca en el programa de rotación de activos no esenciales, que ya se ha cumplido al 100% para apoyar el plan de inversión récord de Iberdrola de 47.000 millones de euros.

Plan Estratégico 2023-2025 de Iberdrola

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Para Julián Rojo, “es muy importante que el Estado tenga el control de las políticas energéticas”

El déficit del sector energético será sin dudas uno de los principales desafíos para  el próximo gobierno. Para mejorar las cuentas, el Gobierno espera un aumento de la producción agropecuaria, sin sequía, contando que las obras previstas en materia de gasoductos (segundo tramo GNPK Salliqueló – San Jerónimo) podrían revertir la balanza energética mejorando sustancialmente a toda la macroeconomía,  alimentando el sueño de aumentar las reservas en moneda dura. Mientras tanto, las propuestas de campaña pasan de la motosierra a la dolarización sin solución de continuidad. Los subsidios, en particular a la energía,  continúan en el ojo de la tormenta y atraviesan el centro de la discusión ideológica sobre el modelo de sociedad, discusión que se profundiza a medida que se acercan los comicios electorales.

No es ocioso recordar, que según el Fondo Monetario Internacional (FMI), los subsidios a los combustibles fósiles en el mundo se dispararon hasta alcanzar el récord de US$ 7 billones, (7.000.000.000.000) durante el año pasado tras la escalada de precios de la energía causada por el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania mediando la detonación del gasoducto Nordstream y la recuperación de la demanda tras la pandemia.  Según el organismo, la cifra alcanza el 7,1% del producto interno bruto mundial. Se trata de un porcentaje superior al promedio que la mayoría de los países asignan a la educación (4,3% del ingreso mundial) y en torno a dos tercios de lo que destinan a la atención sanitaria (10,9%).

La segmentación tarifaria que acordó el gobierno argentino con el FMI para intentar reducir los subsidios resulta un primer paso para “ordenar” el mercado consumidor. Pero la galopante inflación (y las elecciones en ciernes) ponen un freno al avance efectivo de la mejor focalización de los subsidios.

Para aproximarnos a una mejor comprensión en materia de subsidios, que se otorga a buena parte de la población, conversamos con Julián Rojo, Economista del IAE Mosconi y miembro del IIEP-UBA, especializado en tarifas y subsidios.

Los subsidios a nivel global son altos ¿cómo estamos nosotros en la materia?

Nosotros tenemos alrededor del 2% del PBI. Es alto por el hecho de su cobertura. Esto implica que estamos pagando entre 35% y 40% del costo de la energía y con las medidas tomadas recientemente y un congelamiento eventualmente más agresivo, es posible que en unos meses estemos hablando de un poco más, 2,2% ó 2,5%, estimo en ese rango.

Lo cierto es que hay una particular rigidez en los guarismos, tenemos un 40% de hogares bajo la línea de pobreza por lo que no es posible un aumento de tarifas o la quita de subsidios sin un impacto importante. La discusión es cuánto de ese 2% es posible bajar y cuánto es el gasto fijo para atender esos sectores más vulnerables.

¿Cómo estamos en materia de pobreza energética?

Se dice que hay pobreza energética cuando el gasto en energía ocupa más del 10% de los ingresos totales del hogar.

 Esto tiene que ver fundamentalmente con la estructura energética del país. Hay países donde es mucho más primario, más costoso o con poca accesibilidad o falta de infraestructura. Esos países son muy pobres energéticamente o carecen de infraestructura adecuada. De todos modos, es un indicador más relativo que absoluto, para nada lineal. 

Bajo estos criterios, la Argentina no tiene pobreza energética o tiene muy poquito, los hogares gastan entre 4 y 6% de sus ingresos en energía.

O sea que tenemos 40% de pobres pero la pobreza energética no es significativa…

Si, pero debemos considerar que, el gasto en energía -que promediaremos en el 5% con subsidios- ascendería a 10% sin subsidios y en ese caso muchos hogares sí entrarían en “pobreza energética”. Es un indicador muy variable que depende de esta decisión de política energética que es qué parte del costo paga el Estado.

 Eso es variable entre países y gobiernos y también en el precio relativo de la energía en determinado momento.

Si tomamos como indicador la variabilidad del peso de ese indicador, la Argentina en los últimos años tuvo un aumento de la carga en el ingreso y luego una baja en la carga del ingreso que tiene que ver con la actualización de las tarifas. Con lo cual, tenemos en los ´90 una carga más o menos estable, después una baja paulatina en quince años por congelamiento de tarifas y aumento nominal del salario, una recomposición entre 2016 y 2019 y una caída que ahora se está revirtiendo un poquito. Esa variabilidad es más interesante de observar que el número absoluto en porcentaje.

¿De toda la masa de subsidios que porcentaje ocupa energía?

Algo más del 80%.

De ese porcentaje ¿cuánto va a la oferta y cuánto a la demanda?  

El único subsidio directo a la demanda es la garrafa social. El resto, tanto gas como energía eléctrica son un subsidios generalizados a la oferta. Va al mercado mayorista en general, en el caso del gas va todo a la oferta, fijado por el “Plan Gas”. En el caso de la energía eléctrica, es un subsidio a la demanda por el hecho de que el usuario no puede pagar el costo, está dispuesta a pagar un precio que la oferta no puede abastecer.

¿Podemos decir que hay subsidios “buenos” y subsidios “malos”?

Lo que podemos decir es que hay subsidios ineficientes y subsidios un poco más eficientes, nunca vamos a tener un 100% de eficiencia, el mundo ideal no existe, pero sí tenemos forma de hacer el gasto en subsidios más eficiente.

Hay una discusión amplia sobre cuál es el tipo de subsidio más eficiente. Hay quienes dicen que es mejor un cargo fijo, otros entienden que es mejor subsidiar un precio… hay muchas combinaciones.

Por eso se puede decir que hay buenas experiencias y buenas prácticas en la asignación de los subsidios y eso lo que hace es acotar la ineficiencia, las buenas prácticas son lo que la experiencia indica que hay cosas que funcionan eficientemente

Por ejemplo, la tarifa social es un diseño de asignación de recursos. Muchos países aplican fórmulas similares que han dado buenos resultados. Es un buen sistema de transferencia hablando siempre de energía.

Puede tener diversos diseños: cuánto se subsidia, si se subsidia el precio o un bloque de consumo, un bloque creciente o un bloque decreciente. Pero está claro que la idea de ayudar a los menos pudientes es positiva y  hay que focalizarse en ellos.

El problema es que hoy los que menos pueden son casi la mitad de la población. Hay una masa  importante que requiere la ayuda. Ese gasto es “rígido” y hay un porcentaje alto de la población a la que no se le puede quitar la ayuda. ¿se la puede reducir un poco? Si, es posible porque es muy poco lo que pagan, al menos como señal de precios, pero lo que no se puede hacer es dejarlos sin subsidios.

¿Podemos decir que el próximo gobierno, sea cual fuere, va a tener dificultades políticas si pretende una reducción abrupta de los subsidios?

Sin dudas. Es un tema muy complicado. Hoy el problema está en los N3. Recordemos que el régimen de segmentación de subsidios energéticos contempla tres niveles de usuarios: ingresos altos (N1), ingresos bajos (N2) e ingresos medios (N3).

Los N1 pagan el costo o algo muy cercano al costo, están identificadas las persona con mayores ingresos.  Los N2 son típicamente los beneficiarios de Tarifa Social, los jubilados, personas más vulnerables, monotributistas sociales, pero los N3 no están tan claros.

Hace poquito se publicó en la Encuesta Permanente de Hogares (EPH) del INDEC, donde dice que si ganas por encima de 200 y pico de miles de pesos formas parte del decil más rico de la población

Y la realidad es que los N3 están pagando el 17% del costo de la energía, es decir que tenemos una parte importante del decil más alto que todavía se los está subsidiando. Ahí hay una ineficiencia importante para trabajar y ese N3 debería recortarse en las puntas.

Un hogar con ingresos de novecientos mil pesos por mes (se lo coloca en el decil mas rico de la población) estaría pagando sólo el 17% de la energía eléctrica. Esto hay que  corregirlo. La segmentación del subsidio tuvo algunos logros parciales y algunas contras que son evidentes

Hace 22 años que nadie paga el 100% del precio de la energía, pero ahora hay un porcentaje cercano al 20% que paga el total del costo de la energía y donde se puso de manifiesto el verdadero costo del servicio.

Luego tenemos algunos errores de inclusión, donde no se identifica bien a un segmento y se subsidia a una parte de la población de altos ingresos. Evidentemente es costoso sumado all congelamiento que no parece muy racional. Además que los N2 y N3 paguen el promedio del 15% del costo es un problema, están muy lejos del costo total y habría que ver cómo se pueden acercar a los costos económicos mediante otro diseño.

Lo que está claro es que ningún sistema es sostenible cuando el 80% de la demanda paga el 15% del costo de la energía. Ese es el mayor trade off de los subsidios: accesibilidad y sostenibilidad del sistema, hay que lograr un mejor equilibrio.

Hay un tema que es relevante focalizar en la demanda vulnerable es una cuestión central de los subsidios que no se discute y a subsidio cero ningún país puede ir. Pero hay que hacer más eficientes la segmentación y resolver los problemas de exclusión e inclusión y hacerla un poquito más atractiva poner el foco en la eficiencia, en identificar los consumos, en la señales de precios, en definitiva asignar los recursos en forma más eficiente y eficaz.

En este esquema ¿Cómo pesan los acuerdos internacionales que la Argentina debe cumplir en materia de emisiones?

Es un punto que debe incluirse en la cuestión. El camino de la transición energética es un camino costoso, a pesar de que tenemos una matriz limpia, ya que no quemamos carbón. Pero el país asumió compromisos internacionales que implican que se deben adaptar tecnologías que no siempre son las más baratas que hay en el mercado, eso repercute en el costo, pero esto se debe tener en cuenta y contemplar mayores montos en la asignación de los subsidios para financiar el mayor costo tecnológico de esa transición.

Es un tema difícil, porque una buena planificación energética requiere del abastecimiento seguro y confiable con el mejor costo y no se contemplan  tecnologías limpias no convencionales. Si vamos a entrar de lleno en la transición hay que cuidar que la sociedad con 40% de pobres no sufra de forma marcada.

¿Se puede aplicar la motosierra?

Creo en el Estado como un movilizador del desarrollo, esto no quiere decir que sea un Estado tonto, que gasta mucho y mal. Creo en un Estado inteligente, que no necesariamente es un Estado más chico, sino que asigne mejor los recursos y con herramientas para determinar mejor las políticas, que no sea tan permeable a las presiones políticas en tiempos donde hay propuestas de motosierras y serruchos se tergiversa el sentido.

El Estado va a seguir estando presente tanto en la transición como en la asignación de los recursos vía subsidios. Yo no creo en la ausencia del Estado, tampoco creo en una presencia torpe. Si tiene que plantear lineamientos y plantear objetivos específicos de políticas energéticas y por supuesto no correr riesgos excesivos.

Hay asuntos que son propios de los privados, donde el Estado debe garantizar la libre competencia, la accesibilidad y claridad en las normativas. No creo en un Estado ausente y mucho menos en el otorgamiento de  subsidios que es una política que tiene que ver mucho con lo social, porque atraviesa a toda la sociedad y en particular en los hogares.

Es muy importante que el Estado tenga el control de las políticas energéticas, con esto no quiero decir que regale la energía, muy por el contrario, que lo haga lo suficientemente eficiente y abarcadora para garantizar el acceso de todos. Eficiente significa que la haga sostenible para que el sistema no se caiga.

Fíjese que Brasil tiene un bono eléctrico social, un descuento de la factura importante, Uruguay tiene algo similar, Chile también, con algunos atributos sociales,  comprobación previa de los medios de vida, una forma de identificar al usuario que lo requiere. Italia tiene el “bonus sociale” para personas en estado de vulnerabilidad y hogares de familia numerosa. Además Italia diferentes bonos para agua, gas y electricidad.

Reino Unido no tiene subsidios como política de estado pero si tiene ayudas temporarias, fundamentalmente cuando hace mucho frío, realiza una transferencia para el pago de la factura a los hogares identificados como vulnerables.

En la Argentina la Tarifa Social es algo más abarcativo, similar a Chile, Brasil o Uruguay y sigue esos lineamientos, dentro de las buenas prácticas.

Por eso la segmentación debe tender en algún momento a definir mejor a los beneficiarios para no caer en errores gruesos de inclusión o exclusión.

(N.D:R: En España hay un 25% para consumidores vulnerables que cumplan los requisitos establecidos. No obstante, excepcionalmente, hasta el 31 de diciembre de 2023 el descuento será del 65%. De un 40% para consumidores vulnerables severos que cumplan los requisitos establecidos. No obstante, excepcionalmente, hasta el 31 de diciembre de 2023 el descuento será del 80%.)

Pensando en una gran exportación de gas desde Vaca Muerta ¿cómo impactan los subsidios a las empresas?

En primer lugar lo que hace es cubrir los costos mediante las subastas, en el caso del gas lo que hace el Estado es garantizar la concurrencia al mercado. Si el gas no se pagase 3,5 dólares el millón de BTU(supongamos), posiblemente haya alguna dificultad en el flujo y en los stocks… no sabemos Quiere decir que si dejas a la demanda pagar lo que está dispuesta a pagar, no pagarían los 3,5 porque no puede…

No se claramente si esto tiene implicancias en la salud financiera de las empresas -supongo que sí- , ni tampoco sé si tiene implicancias en los proyectos de exportación que tienen, supongo que no, porque son cosas distintas, donde pesan más los precios internacionales, pero el hecho de subsidiar la demanda local significa un trampolín para exportar.

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La producción energética entre la motosierra y la continuidad

A priori, el sector energético no parece tener mayores preocupaciones por el resultado de las elecciones: está consolidado y con la producción en aumento, (salvo alguna leve desaceleración que según dicen podría ser por cuestiones técnicas) y el precio del crudo está en ascenso.

Por su parte el gobierno nacional viene incentivando la producción y la inversión en gasoductos (tramo 1 y 2 del GPNK) que aumentarán las posibilidades de ampliar el mercado para Vaca Muerta.

También se inauguró el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, que tendrá casi 600 kilómetros de longitud, atravesará la meseta patagónica de la provincia de Río Negro y conectará la zona productiva de YPF en Vaca Muerta, provincia de Neuquén, con Punta Colorada, en la costa atlántica de Río Negro.

El proyecto incluye la construcción de una terminal de exportación en las costas del Golfo San Matías. Otro caño reinaugurado es el Oleoducto Transandino (Otasa), que reactiva las exportaciones a Chile. Esa acción se complementa con el incentivo a inversiones en el shale, mediante el denominado dólar Vaca Muerta, que permitirá a las hidrocarburíferas que invierten en la provincia de Neuquén, liquidar el 25% de sus exportaciones de petróleo al tipo de cambio Contado Con Liquidación. Si se suma que en el mercado internacional los precios vienen aumentando en forma sostenida, el panorama es promisorio.

Producción

Las proyecciones de crecimiento de la producción para el mediano plazo son alentadoras. Las operaciones en Vaca Muerta en la cuenca neuquina vienen creciendo a paso firme; al igual que el shale de Palermo Aike en la cuenca Austral; y las posibilidades que abre el offshore en el mar argentino.

Es bueno recordar que la Argentina cuenta con unos 22 billones de m3 de shale gas y 27 mil millones de barriles de shale oil. Estas cifras colocan a la Argentina en el segundo país con más recursos de shale gas y el cuarto de shale oil en el mundo.

La producción ronda los 630 mil barriles/día de petróleo, con perspectivas de un sensible aumento hacia 2030 que podría trepar hasta los 750 mil barriles/día. En materia gasífera, de prosperar el proyecto de YPF de construcción de un polo licuefaccionador en Bahía Blanca, podría alcanzar exportaciones por 40 MMm3/d.

La reversión del Gasoducto del Norte, también contribuirá a la reducción de las importaciones bolivianas e incluso, abre la posibilidad de exportar a Brasil vía Bolivia, pero eso aún está por verse. Los propios bolivianos auguran caídas en sus ingresos por US$ 1.900 millones que, como contrapartida, no saldrán del Tesoro argentino.

Un dato significativo que orienta en ese sentido, son las etapas de fractura. En julio pasado se realizaron 1.398 etapas de fractura lo que significó un nuevo récord para la industria: YPF realizó el 47% de las fracturas, Vista el 14%, PAE 13%, y TOTAL el 7%. Por su parte Chevron alcanzó el 6%, Pampa Energía 6%, Shell 4% y Pluspetrol 3%

Superávit

Se espera un superávit energético para el año que viene que podría alcanzar un mínimo de US$ 1.500 millones. Las cifras proyectadas hacia 2040 con la construcción de la planta de LNG ,el saldo positivo rondaría cifras nunca antes vistas en el rubro.

Claro que aún resta la aprobación del proyecto de ley de promoción de las exportaciones de GNL, que proveerá las garantías regulatorias exigidas por los inversores, autorizando permisos para exportaciones en firme, para concluir un excelente año para el sector hidrocarburífero.

En medio de la campaña electoral y mostrándose extremadamente ejecutivo, Sergio Massa ordenó a ENARSA realizar la licitación de los ductos para el segundo tramo del Gasoducto Néstor Kirchner entre Salliqueló y San Jerónimo. El tendido -cuya primera etapa está en pleno funcionamiento- permitió un nuevo récord de producción en Neuquén, que alcanzó el volumen histórico de 97 millones de metros cúbicos diarios en promedio, de acuerdo al registro oficial de agosto.

En gira electoral por Neuquén el ministro candidato, reflotó dos viejos proyectos renovables que tiene en carpeta el gobierno provincial: el parque eólico Picún Leufú y la represa Cerro Rayoso. Hablando de renovables, si bien no se sabe cuándo entrarán en operación, las represas Nestor Kirchner y Gobernador Cepernic aliviarán la demanda de gas y líquidos para las térmicas, esto rara vez se menciona.

Un león en el Coliseo

Javier Milei es el único candidato que ha presentado un Plan Energético -además de la consabida dolarización- que se fundamenta en seis pilares: a) Autosuficiencia económica-financiera de los sistemas, a través de mercados libres y competitivos; b) derecho reglamentario del productor a exportar su producción; c) Obras de infraestructura energética por iniciativa privada y licitaciones internacionales; d) Seguridad de abastecimiento consistente con el objetivo de una balanza comercial energética positiva; e) Regulación del Estado en Mercados monopólicos, control de posición dominante y oligopolios, mediante un Ente regulador unificado, autárquico y profesionalizado y f) Matriz energética diversificada, segura, eficiente y sostenible, consistente con el objetivo de emisiones de netas de GEI, donde el Estado fija las pautas y los sectores y empresas deciden libremente.

Los enunciados son extremadamente generales para un sector complejo como el energético que requiere previsibilidad y de un fino equilibrio: estamos lejos de los mercados perfectos, por lo que en materia de producción, ventas e importación, la modificación de las actuales reglas podría ser catastrófico para algunos sectores, como por ejemplo, el de los combustibles líquidos.

Hay cierto temor en algunos estratos ejecutivos de las empresas del sector gasífero, que temen a la salida del actual esquema de precios y proyectos y temen también a la suspensión de los planes (Plan Gas) y obras además de un eventual descalabro en los precios internos.

Renovables

“El calentamiento global es otra de las mentiras del socialismo. Hace 10 o 15 años se discutía que el planeta se iba a congelar. Ahora discuten que se calienta, aquellos que conozcan cómo se hacen esas simulaciones van a ver que las funciones están sobresaturadas en determinados parámetros a propósito para generar miedo”. Dijo Javier Milei.

No obstante, sus convicciones se fueron modificando a medida que las encuestas lo consolidaban como un candidato con posibilidades. Es cierto cuando afirma que en materia ambiental los mercados (en particular la UE) utilizan la medición de las emisiones y la huella de carbono como barreras paraarancelarias, que combinadas con subsidios en especial al agro, limitan las importaciones provenientes de países con producción competitivas como la Argentina.

Al principio el negacionismo de Milei provocó una gran preocupación en el sector, pero Milei y su equipo con Eduardo Rodríguez Chirillo -de fluidos contactos con empresas españolas- a la cabeza lograron seducir al auditorio de empresarios e inversores en renovables.

En ese marco, anunció un boom inversor a partir de precios libres y el fin de las licitaciones de Cammesa. “Se terminó el comprador único. Esto tiene que ser todo privado, será todo contrato a término y se dejará de pagar el combustible a las centrales y distribuidoras”, dijo Rodríguez Chirillo, su principal referente en Energía.
Independientemente de los anuncios de campaña, -y de las bajas emisiones relativas del país- la Argentina debería cumplir con los con los compromisos ambientales asumidos a nivel internacional. Puede resultar una muy buena idea que Argentina conforme un mercado donde las empresas que sobrecumplan su meta de emisiones puedan comercializar ese excedente. “Se establecerá un mercado de permisos de emisión, con precios que surgirán de la oferta y la demanda” dijo Rodríguez Chirilo.
No obstante, esto requerirá de inversiones privadas, pero también de subsidios y en este último punto Milei parece inflexible.

Reforma

Según trascendió, Milei de llegar al sillón de Rivadavia, emprenderá una reforma de la estructura ministerial, creando “agencias” al estilo inglés o norteamericano, eliminado secretarias y ministerios. Estras agencias operarían mediante tasas específicas, que pagarán las empresas interesadas en gestiones tramites habilitaciones y gestión externa.

En materia de tarifas, el planteo es también generalista y superficial: “las tarifas, deberan permitir la inversión y la prestación de un servicio de calidad, se prevé una eliminación paulatina, programada y explícita de todos los subsidios al precio de la energía, procurando que las tarifas reflejen el costo económico del producto y del servicio,” afirma Milei y agrega “La energía tiene que valer lo que cuesta, para que fluyan las inversiones, la calidad de servicio y el ahorro de la energía”.

Para el servicio público de gas por redes anunció una revisión tarifaria integral (RTI) de manera acordada con los prestadores del servicio y “no forzada” para que “la calidad del servicio vuelva a los estándares internacionales, que permitan el crecimiento de infraestructura y consumo sin la intervención Estatal, en un mercado libre y competitivo.” Todo ello sin mencionar a la ley y a los contratos y acuerdos.

En cuanto a los Entes Reguladores, inicialmente se normalizará su funcionamiento en un todo de acuerdo a lo establecido en las leyes (24.065 y 24.076), en tanto que en el mediano plazo se procederá a su reformulación, unificación y profesionalización, “a fin de que funcione como lo hacen en Europa”.
Habrá que esperar a los comicios y luego ver qué rumbo tomará la pendular Argentina.

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Gas natural en firme al norte de Chile

Tras 17 años, se volvió a exportar gas argentino desde la provincia de Salta al norte de Chile, destacó la secretaría de Energía.

“En el día de ayer (2/10) se autorizaron exportaciones en firme –hasta abril del 2024– por 400.000 metros cúbicos día que se transportarán a través del Gasoducto Norandino desde Salta hasta la región norte de Chile”, detalló a secretaría a cargo de Flavia Royon.

Información de Mercado

Tras 17 años, se volvió a exportar gas de Salta a Chile

La secretaria de Energía, Flavia Royon, destacó que se haya vuelto a exportar gas desde la provincia de Salta a Chile por primera vez en 17 años, a través del Gasoducto Norandino.

“Tras 17 años, se volvió a exportar gas desde Salta a Chile”, señaló Royon en un posteo en su cuenta X (ex Twitter), en el que precisó que el domingo 1° de octubre “se autorizaron exportaciones en firme – hasta abril del 2024 – por 400.000 m3/d (metros cúbicos diarios)”.

La funcionaria agregó que “estas exportaciones hacia el país vecino son el resultado de las políticas públicas contempladas en el plan Gas.Ar, impulsado por el ministro Sergio Massa, y de la puesta en marcha del primer tramo del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner”.

Según datos del Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec), en el periodo enero-julio la Argentina exportó a Chile gas natural por US$ 556,.4 millones, con un crecimiento del 86,8% respecto del mismo período del año anterior.

Por su parte, la Cancillería precisó que entre octubre de 2022 y abril de este año, durante el período estival, se autorizaron exportaciones en firme por el Plan Gas.Ar por 9 millones de metros cúbicos diarios de la cuenca Neuquina (GasAndes).

Fuente: https://www.telam.com.ar/notas/202310/642134-exportacion-gas-salta-chile.html
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Nuevas obras en gas: la reversión del Gasoducto Norte

La empresa nacional Energía Argentina realizó este viernes la apertura de ofertas para la Reversión del Gasoducto Norte. Se trata de una obra complementaria del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, que permite transportar el gas extraído de Vaca Muerta hacia los grandes centros de consumo del país.

Con la “reversión”, el gas proveniente de pozos no convencionales podrá enviarse hacia las provincias del norte del país, a Bolivia, a medida que continúe avanzando el declino de dicha producción gasífera, y también al norte de Chile y Brasil. De acuerdo a estimaciones oficiales, permitiría ahorrar casi 2 mil millones de dólares por año en importaciones. Se espera que esté en funcionamiento para el invierno del año que viene.

Energía Argentina recibió tres ofertas de parte de firmas del sector privado para llevar adelante la obra: BTU S.A.; PUMPCO INC. y la unión transitoria TECHINT-SACDE. Demandará una inversión estimada de 710 millones de dólares de parte del Estado nacional, de los cuales 540 millones de dólares serán aportados por un crédito del Banco de Desarrollo para América Latina y el Caribe (CAF).

Gasoducto Norte

La obra consiste en la construcción de un nuevo ducto entre las localidades de Tío Pujio y La Carlota, en Córdoba, de 122 km de extensión, con caños de 36 pulgadas de diámetro. También incluye dos loops (ampliaciones) de 62 km junto a la traza del Gasoducto Norte, con caños de 30 pulgadas de diámetro. Asimismo, la reversión del sentido de inyección del gas en 4 plantas compresoras existentes en Córdoba, Santiago del Estero y Salta.

Se trata de obras consideradas complementarias de la Etapa 2 del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, que unirá la localidad bonaerense de Salliqueló con San Jerónimo en Santa Fe. La Reversión del Gasoducto Norte permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a las industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, así como la conexión de hogares a las redes de gas natural y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales. Entre éstas últimas, el Gobierno destaca el impacto positivo que el gas tendría en el sector del litio.

“Estamos dando un paso fundamental con esta obra que cuenta con financiamiento de CAF y que nos va a permitir abastecer al norte de nuestro país con el gas de Vaca Muerta y la sustitución total del gas que importamos de Bolivia, lo que implica un ahorro de 1.960 millones de dólares y complementa el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner”, indicó Agustín Gerez, presidente de Energía Argentina.

Las estimaciones oficiales también marcan que la obra permitirá “bajar el costo de generación eléctrica y del gas natural para las industrias del norte argentino y generará 3 mil puestos de trabajo directos y 12 mil indirectos. También será posible realizar exportaciones hacia el norte de Chile, al centro de Brasil y a Bolivia, y su habilitación está prevista para antes del invierno 2024“.

Con todo, se calcula que a partir de 2025, Argentina no necesite importar más gas para abastecer la demanda local. Es decir que se reemplazarían por producción local las compras de GNL y de Bolivia, aunque quedaría un remanente de envíos de combustibles líquidos para la generación.

Números

Mientras se amplía la capacidad de transporte, que es el cuello de botella del sector, avanza la producción. De acuerdo a las cifras oficiales, la producción de gas en agosto fue de 144,36 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), un valor en línea con los picos de 2019 y de julio de 2007. Además, entre enero y julio se exportaron 7,2 millones de m³/día, lo que equivale a un 22,2 por ciento superior al volumen del año anterior y 448 por ciento por encima de 2015.

En el caso del petróleo, la producción para el segmento enero-julio arrojó un aumento del 7,1 por ciento superior a la del mismo período en 2022 y del 17,1 por ciento frente a 2015. En tanto, las exportaciones de crudo en los primeros siete meses aumentaron 27,4 por ciento interanual y 172 por ciento en relación a 2015.

 

Fuente: https://www.pagina12.com.ar/593219-nuevas-obras-en-gas-la-reversion-del-gasoducto-norte

 

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Energía, la gran ausente del primer debate presidencial de Argentina

La Cámara Nacional Electoral (CNE) de Argentina organizó el primer debate entre los candidatos a la presidencia, de cara a las elecciones generales que se realizarán el domingo 22 de octubre, las cuales definirán quiénes gobernarán el país por los próximos cuatro años.

Javier Milei (La Libertad Avanza); Patricia Bullrich (Juntos por el Cambio); Sergio Massa (Unión por la Patria); Juan Schiaretti (Hacemos por Nuestro País) y Myriam Bregman (Frente de Izquierda) debatieron este domingo en Santiago del Estero, en torno a los tópicos de economía, educación y derechos humanos.

Sin embargo, el abordaje sobre la “energía” fue la gran ausente del primer debate presidencial 2023 de Argentina, principalmente en la temática de economía donde hubo más chicanas, réplicas y momentos de tensión entre los participantes.

Si bien hoy en día la Secretaría de Energía depende del Ministerio de Economía y que en reiteradas ocasiones se ha mencionado que el sector energético resulta crucial para el crecimiento del país, los candidatos prácticamente no hicieron mención a lo que sucederá en el futuro ni cómo proyectan avanzar en la materia.

Para ser precisos, Milei apuntó a la privatización de YPF, la empresa de composición mixta con mayoría de acciones estatales, aludiendo a que “vale once veces menos que cuando la bestia de Kicillof la nacionalizó”.

Por su parte, Massa fue el que más se explayó sobre el rumbo energético, dado que señaló que “Argentina debe entrar en un proceso de desarrollo” y que los gasoductos, la venta de energía al mundo y la exportación de valor agregado son el camino para “acumular reservas y fortalecer la moneda”, aunque no hizo mención explícita a las renovables ni al hidrógeno verde.

“Vamos a poner en marcha un programa de desarrollo exportador, que de alguna manera, valorará mucho mejor el trabajo argentino. No solamente nuestra energía, campo, minerales y economía del conocimiento, sino también las economías regionales y PyMEs tendrán reducción de impuestos con las nuevas exportaciones”, agregó el ministro de Economía de la Nación.

Mientras que el actual gobernador de Córdoba y representante de Hacemos por Nuestro País, Juan Schiaretti, propuso terminar con los subsidios “indiscriminados” a la economía; que las empresas públicas no tengan déficit; que Edenor, Edesur y AySA dejen de estar financiados por los usuarios de todo el país (considerando que sólo prestan servicio en AMBA) y redistribuir tales recursos.

A pesar de los magros comentarios en materia energética en esta oportunidad, se espera que en el próximo domingo, en el segundo debate entre los candidatos a ocupar el Sillón de Rivadavia a partir del 10 de diciembre, se ponga en agenda las temáticas de transición y cambio climático, teniendo en cuenta que el “desarrollo humano, vivienda y protección del ambiente” fui incluido tras lograr el  18,60% de la votación de la sociedad, como parte de la selección de los tópicos a ser tratados.

Asimismo, cabe recordar que, por medio de una petición enviada a la Casa Rosada, agrupaciones como Fundación Humedales, Banco de Bosques, Aves Argentinas, Fundación Vida Silvestre Argentina y Jóvenes por el Clima, entre otras, remarcaron la necesidad de debatir sobre cómo evitar la degradación de los ecosistemas naturales, la promoción de la restauración de ambientes y la aceleración de la transición energética hacia el uso de energías renovables.

“Consideramos que quien asuma la presidencia en diciembre de 2023 debe impulsar y mejorar medidas que potencien el desarrollo sostenible de la sociedad”, manifestaron en un comunicado.

A su vez, proponen incorporar en el código penal un título ambiental o sancionar una ley sobre delitos ambientales, que garantice el cumplimiento del «Acuerdo de Escazú» (de acceso a la información, la participación pública y el acceso a la justicia) en materia ambiental y de derechos humanos.

En relación a las actividades extractivas plantean desarrollar marcos regulatorios y protocolos que minimicen los impactos socio ambientales de este tipo de actividades, en especial en la minería de litio y la explotación de hidrocarburos. Y para ello, impulsan implementar una fuerte fiscalización gubernamental con participación de la sociedad civil y procurar el desarrollo de nuevas tecnologías que reduzcan el impacto ambiental de las actividades extractivas de recursos naturales no renovables.

 

Fuente: https://www.energiaestrategica.com/energia-la-gran-ausente-del-primer-debate-presidencial-de-argentina/