Rendimiento histórico de empresas petroleras (1962-2023)
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Informacion y analisis del mercado energetico por especialistas.
La Entidad Binacional Yacyretá (EBY) informó sobre la continuidad del Programa Estratégico para la Recuperación del Parque Generador de la Central Hidroeléctrica Yacyretá, indicando que actualmente se trabaja en la rehabilitación integral Turbina-Generador y puesta en marcha de la Unidad Generadora número 4 (UG4).
En la Central, ya se ha recibido el cubo y cono del rodete de la turbina, el cual pesa 160 toneladas (175 toneladas si se incluyen los dispositivos de transporte).
El diámetro de rodete es de 9.500 mm y una altura con Cono de 4.245 mm. El traslado de este componente implicó un recorrido de nueve días y 2.400 kilómetros desde la fábrica de IMPSA en Mendoza.
Además, se han recibido los segmentos que conforman la tapa superior intermedia de la turbina. Estos fueron trasladados desde Luque, Paraguay, por la contratista CAPY hasta la Central Hidroeléctrica, alcanzando un peso total de 100 toneladas y un diámetro cercano a los 10 metros.
Desde la empresa CIE SA, de Luque, Paraguay, han llegado en varios envíos las 24 nuevas paletas para el distribuidor, incluyendo los cuatro segmentos de la tapa superior externa de la turbina, cuatro sectores de la tapa superior intermedia de la turbina y el anillo de regulación.
En los próximos días, llegarán para su montaje los álabes restantes del rodete de la turbina, las bobinas del Generador provenientes de ZAGREB, Croacia, las cuales se encuentran en el puerto de Buenos Aires, y otros equipos necesarios para la rehabilitación de la UG4.
Yacyretá está poniendo en valor su parque generador, manteniendo las prestaciones originales del equipamiento, sosteniendo la potencia instalada, y extendiendo la vida útil. Después de 30 años de generación continua, la Central Hidroeléctrica Yacyretá continuará suministrando energía limpia y renovable para el desarrollo de ambos países, se destacó.
Compañía General de Combustibles (CGC) emitió obligaciones negociables privadas, convertibles en acciones, por US$ 200 millones. Fueron suscriptas en su totalidad por PBBPolisur y Dow Investment Argentina, dos subsidiarias argentinas de The Dow Chemical Company, uno de los principales players de la industria petroquímica global. Al tratarse de un préstamo convertible en acciones, Dow podría terminar ingresando como socio de la petrolera presidida por Hugo Eurnekian, uno de los referentes de Corporación América.
El acuerdo opera sobre una sinergia implícita entre las empresas: Dow es un tomador de gas para sus instalaciones petroquímicas ubicadas en el Polo de Bahía Blanca. CGC, por su parte, es uno de los productores del hidrocarburo que más creció en los últimos cinco años. La empresa tiene en carpeta, además, distintos proyectos para industrializar y agregar valor al gas natural. El negocio petroquímico es un destino natural en ese objetivo.
Existe un agregado adicional: Dow tiene contratado capacidad de transporte para comprar gas desde la cuenca Austral, en Tierra del Fuego y Santa Cruz. CGC es el principal productor de gas de la provincia gobernada por Alicia Kirchner y a futuro tiene expectativas en poder desarrollar reservas en Palermo Aike, una formación no convencional de la cuenca que prevé deriskear junto con YPF. Si ese proyecto es exitoso, Dow tendría un puente establecido hacia una nueva fuente de producción de gas.
Hugo Eurnekian, presidente de CGC.
A través de un comunicado difundido ayer, CGC explicó que «las obligaciones negociables convertibles, que no devengarán intereses y sean amortizables en una única cuota con vencimiento el día 11 de julio de 2028, están denominadas en dólares, habiendo sido suscriptas y siendo pagaderas en pesos».
Excepto que sean rescatadas por CGC, las obligaciones negociables convertibles podrán ser convertidas en acciones ordinarias Clase “C” en favor de Dow que, en la medida en que representen más del 10% del capital social y votos de CGC, permitirán a sus titulares designar un director titular y un director suplente.
El producido de las Obligaciones Negociables Convertibles será destinado por CGC a refinanciar pasivos financieros, incluyendo la amortización anticipada total de las obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones, no garantizadas, Clases 22, 24, 26 y 29. Con su emisión, la vida promedio de la deuda financiera de CGC es de 2.93 años a una tasa promedio de 2.55% anual.
A mediano plazo, esta emisión le permitirá a CGC considerar la conveniencia de incorporar a The Dow Chemical Company como accionista para un rol estratégico en el crecimiento orgánico que la sociedad ha tenido y aspira a continuar teniendo, respetando -en toda oportunidad de conversión- una valuación piso de la sociedad.
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, Redaccion EconoJournal
Con el objetivo de seguir apostando por desafíos que generan un impacto positivo en el medio ambiente, AstraZeneca llegó a un acuerdo con Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, para abastecer por 10 años a la planta de Pilar, provincia de Buenos Aires con energía limpia.
Con esta iniciativa, la reconocida empresa biofarmacéutica confirma su compromiso en materia de sostenibilidad en el marco de su política de sustentabilidad orientada en tres pilares centrales: acceso a la salud, cuidado ambiental – a través del seguimiento de sus 6 Objetivos de Desarrollo Sustentable (ODS) -, y ética y transparencia.
En esta línea, AstraZeneca continúa desarrollando proyectos que contribuyan a beneficiar el planeta que habitamos. Es así que, en su último Reporte de Sustentabilidad, declararon que el 91% de su uso total de electricidad se obtiene a partir de energías renovables. De esta manera, tienen como objetivo central llegar a las cero emisiones de carbono para 2025 y establecer una cadena de valor de carbono negativo para 2030.
En este sentido, AstraZeneca fue el primer laboratorio en Argentina en obtener la certificación My Green Lab, en reconocimiento a sus buenas prácticas sustentables que aseguran un ambiente seguro, en apoyo de la ciencia.
Sergio Martinelli, líder de Calidad de AstraZeneca, expresó: “En AstraZeneca nos une nuestro deseo de desafiar los límites de la ciencia para ofrecer soluciones que impactan en la calidad de vida, mientras agregamos valor a nuestros colaboradores, nuestras comunidades y el medio ambiente”. “Creemos que existe una fuerte conexión entre la salud de nuestro negocio, nuestros pacientes, nuestros colaboradores y el planeta. Es por esto que contar con el apoyo de una empresa líder en el sector energético nos potencia para seguir desarrollando este tipo de proyectos que contribuyen al bienestar de nuestro planeta”, indicó.
Por su parte, Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad | ESG de Genneia agregó: “Estamos orgullosos de poder brindar energía limpia a una de las compañías de salud más reconocidas a nivel global y acompañarlas en este proceso. Esta acción nos permite, como país, continuar avanzando en un cambio cada vez más sólido en materia de energías renovables para descarbonizar los procesos industriales”.
Este tipo de soluciones buscan preservar, restaurar y gestionar eficazmente los ecosistemas naturales para capturar y/o evitar emisiones de CO2 al ambiente.
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, Redaccion EconoJournal
Con el objetivo de seguir apostando por desafíos que generan un impacto positivo en el medio ambiente, AstraZeneca llegó a un acuerdo con Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, para abastecer por 10 años a la planta de Pilar (Provincia de Buenos Aires) con energía limpia.
Con esta iniciativa, la reconocida empresa biofarmacéutica confirma su compromiso en materia de sostenibilidad en el marco de su política de sustentabilidad orientada en tres pilares centrales: acceso a la salud, cuidado ambiental – a través del seguimiento de sus 6 ODS -, y ética y transparencia.
Siguiendo esta línea, AstraZeneca continúa desarrollando proyectos que contribuyan a beneficiar el planeta que habitamos. Es así que, en su último Reporte de Sustentabilidad, declararon que el 91% de su uso total de electricidad se obtiene a partir de energías renovables. De esta manera, tienen como objetivo central llegar a las cero emisiones de carbono para 2025 y establecer una cadena de valor de carbono negativo para 2030.
En este sentido, AstraZeneca fue el primer laboratorio en Argentina en obtener la certificación My Green Lab, en reconocimiento a sus buenas prácticas sustentables que aseguran un ambiente seguro, en apoyo de la ciencia.
“En AstraZeneca nos une nuestro deseo de desafiar los límites de la ciencia para ofrecer soluciones que impactan en la calidad de vida, mientras agregamos valor a nuestros colaboradores, nuestras comunidades y el medio ambiente. Creemos que existe una fuerte conexión entre la salud de nuestro negocio, nuestros pacientes, nuestros colaboradores y elplaneta. Es por esto que contar con el apoyo de una empresa líder en el sector energético nos potencia para seguir desarrollando este tipo de proyectos que contribuyen al bienestar de nuestro planeta”, expresó Sergio Martinelli, Líder de Calidad de AstraZeneca.
Por su parte, Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad | ESG de Genneia agregó: “Estamos orgullosos de poder brindar energía
limpia a una de las compañías de salud más reconocidas a nivel global y acompañarlas en este proceso. Esta acción nos permite, como país, continuar avanzando en un cambio cada vez más sólido en materia de energías renovables para descarbonizar los procesos industriales”.
Este tipo de soluciones buscan preservar, restaurar y gestionar eficazmente los ecosistemas naturales para capturar y/o evitar emisiones de CO2 al ambiente.
ACERCA DE ASTRAZENECA
AstraZeneca, resultante de la fusión de la compañía sueca Astra AB y de la británica Zeneca Group PLC, es una de las compañías farmacéuticas líderes en el mundo, tanto en investigación como en desarrollo, estando presente en las principales áreas terapéuticas, teniendo además una fuerte participación y liderazgo en todos los continentes.
AstraZeneca, en Argentina está dedicada fundamentalmente a la comercialización y distribución de especialidades farmacéuticas, dando al cuerpo médico un servicio profesional y responsable. Nuestra misión consiste en contribuir significativamente en materia de salud a través de medicamentos de calidad que aporten beneficio a los pacientes y creen un valor añadido para nuestros accionistas, nuestra empresa y la sociedad.
El gobierno decidió prorrogar por 60 días corridos las concesiones de las represas hidroeléctricas Alicurá, El Chocón y Cerros Colorados (Planicie Banderita) que vencían el próximo 11 de agosto. La resolución 574/23, publicada este martes en el Boletín Oficial, contempla además la posibilidad de extender ese plazo por otros 60 días corridos. En este caso, el tiempo es clave porque si la prórroga se extiende por 180 días vencería el 11 de noviembre, una semana antes de un eventual ballotage presidencial. Por lo tanto, todo hace suponer que la decisión de qué hacer con las concesiones quedaría en manos del próximo gobierno. También se extendió por el mismo plazo la concesión de Piedra del Águila, que vencía el próximo 29 de diciembre.
La decisión se tomó la semana pasada luego de una reunión que el ministro de Economía, Sergio Massa, mantuvo el miércoles con el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, y el gobernador electo de la misma provincia, Rolando Figueroa. En ese encuentro, Gutiérrez y Figueroa, que estuvieron acompañados por el fiscal general de la provincia, José Gerez, le plantearon a Massa que si decidía avanzar con la reversión unilateral de las represas al Estado Nacional iban a elevar un recurso en queja a la Corte Suprema con el argumento de que se está vulnerando el derecho de la provincia. Según fuentes privadas al tanto de la negociación, el mismo planteo le habrían formulado a Massa la gobernadora de Río Negro, Arabela Carreras, y el senador nacional por esa misma jurisdicción, Alberto Weretilnek.
Sergio Massa y Flavia Royón junto a Rolando Figueroa y Omar Gutiérrez en un anuncio sobre inversiones de gas natural para Neuquén.
A raíz de este planteo, Massa decidió ponerle un freno al proceso de reversión de las represas con el argumento de que no tiene sentido abrir un nuevo foco de conflicto en el medio de la campaña electoral. La preocupación no pasa tanto por el impacto que pudiera tener el tema a nivel de votos en esas provincias sino porque contrasta con el discurso de defensa del federalismo que reivindica el gobierno. Además, una medida de esas características podría servir para fidelizar a la base electoral, pero no le sumaría demasiados votos.
De este modo, quedan pausadas las reuniones de coordinación que venían llevando adelante técnicos de Enarsa con representantes de las empresas Enel, AES y Orazul para avanzar con el traspaso, tal como había informado EconoJournal la semana pasada.
No está claro cuál será la posición del Instituto Patria frente a esta prórroga ya que el cristinismo duro, con Oscar Parrilli a la cabeza, era el que más había presionado para que las represas vuelvan a ser controladas por el Estado Nacional.
La resolución 574/23 destaca en su artículo 1 que la prórroga se decidió “a fin de preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en la Cuenca”. Además, en el artículo 3 se invita a las provincias de Neuquén y Río Negro a designar un representante cada una para que, conjuntamente con el representante que designe el Ministerio de Economía, “colaboren con Enarsa durante el período de transición establecido”.
Llama la atención que la prórroga se decida con el objetivo de “preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en la Cuenca”, pues, como se aclara en los considerandos de la propia resolución, “el artículo 67.1 de los contratos vigentes dispone que a fin de preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en la cuenca, declarada la resolución del contrato por cualquier causa, con la salvedad del supuesto de existencia de culpa de los concesionarios, éstos deberán continuar a cargo del Complejo Hidroeléctrico y cumplir con todas sus obligaciones derivadas del contrato, por el plazo que establezca esta Secretaría, hasta un máximo de doce (12) meses contados a partir de la fecha de resolución”.
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, Redaccion EconoJournal
Vista es el segundo productor de petróleo no convencional de la Argentina. La empresa anunció que, por los resultados de desempeño productivo de dos bloques, sumó 250 pozos a su inventario. A cuántos ascendió y con cuántos está alcanzando sus actuales volúmenes de producción de shale oil. Por los resultados de desempeño productivo que arrojaron dos de sus bloques en Vaca Muerta, Vista, la energética que lidera Miguel Galuccio, sumó 250 pozos nuevos a su inventario, con lo que superó el hito de los 1000 pozos listos para perforar en la formación, cuarta reserva de petróleo no convencional del planeta. […]
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En diálogo con Econo Journal, el ex ministro de Economía trazó un análisis sobre el gasoducto Néstor Kirchner y el impacto que tendrá durante los próximos años en la economía del país. Detalló cuáles son los cuellos de botella a resolver y cuáles deberían ser los pasos a seguir en la transición energética. El ex ministro de Economía Martín Guzmán analizó el impacto que tendrá el gasoducto Néstor Kirchner (GNK) en los próximos años y se refirió al mercado de exportación de Argentina y la producción de gas de Vaca Muerta. En diálogo con Econo Journal, consideró que “hay que […]
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La resolución enfatiza la importancia de asegurar el suministro de biodiesel para reducir las importaciones de gas oil y alcanzar las metas de desarrollo económico y autoabsorción de hidrocarburos. Mediante la Resolución 947/2023, publicada esta mañana 10 de julio en el Boletín Oficial, se estableció un esquema de financiamiento para la industria argentina de biocombustibles de conformidad con la Ley N° 27.640, que rige dicho sector. Este esquema tiene como objetivo proporcionar condiciones de financiamiento atractivas para la adquisición de los fondos necesarios para la producción del biodiesel destinado a la mezcla obligatoria con gasoil. La resolución enfatiza la importancia […]
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El Gobierno realizó durante más de cinco años una minuciosa recopilación y sistematización de toda la información. A partir de ahora, las empresas que estén explotando o explorando hidrocarburos deberán completar una planilla digital. Esto permitirá tener geolocalización de los pozos, operadores, reservas, producción histórica y actual e inspecciones en tiempo real. El ministro de Economía y Energía, Enrique Vaquié, firmó la resolución para lanzar un proyecto planificado durante años: la digitalización y sistematización de toda la información de hidrocarburos de la provincia, que permitirá obtener datos en tiempo real de una actividad que es fundamental para la economía de […]
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Así lo comunicó el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG). Es abierto y en español para cualquier persona que haya terminado su educación media y quiera trabajar en la industria de hidrocarburos. Ya está abierta la preinscripción para el programa Técnico en Petróleo y Gas. El programa comenzará el 7 de agosto y tendrá una duración de tres años, con dos módulos por año. Se entregará virtualmente y utilizará instrucción según sea necesario, lo que significa que los estudiantes verán videos, leerán materiales o utilizarán otros recursos educativos proporcionados previamente. La ausencia de horarios de clases es crucial […]
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Fernando Banderet dijo que exigirá desde que asuma las obras necesarias para garantizar que ese crecimiento poblacional sea sustentable. La cantidad de habitantes llegaría a las seis cifras. El intendente electo de Añelo, Fernando Banderet, dijo que desde diciembre va a exigir obras para sostener un crecimiento de la localidad de la magnitud que exige la radicación de los trabajadores ocupados en los yacimientos de Vaca Muerta. Dijo que su meta era tener a unos 25 mil trabajadores que se desempeñan en la localidad viviendo con sus familias en Añelo. Banderet explicó que por esa razón no militará por ninguna […]
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La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro convoca a participar de la Audiencia Pública para analizar los Estudios de Impacto Ambiental del proyecto de Oleoducto y Terminal Vaca Muerta Sur, presentado por la empresa YPF. La convocatoria se fijó para el día 17 de agosto a las 9.30 en el Gimnasio Vuta Mahuida, ubicado en la calle 28 de octubre S/N de la localidad de Sierra Grande. La modalidad será presencial y para participar en calidad de orador/a se requiere inscripción previa: https://n9.cl/phi3t4 Se abrirá un período de 30 días corridos desde la publicación del edicto para […]
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El Gobierno implementará un nuevo sistema para controlar en tiempo real la producción de petróleo y otros datos. El principal destinatario es la petrolera estatal YPF. El Gobierno busca mejorar el control sobre las petroleras que operan en Mendoza y a una en particular: la estatal YPF. La intención es tener información en tiempo real sobre la producción de petróleo, la inversión, el personal y todos los datos técnicos de cada pozo que está en producción en Mendoza. El problema es que hoy esa información llega al Estado con 90 días de retraso, según reconoce el propio Gobierno. La recolección […]
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Comenzaron las vacaciones de invierno y el gobierno no tuvo mejor idea que mandar otro incremento en el costo del combustible. Los precios de las tres petroleras que operan en Formosa —Shell, YPF y Axion— aumentaron entre 4% y 5%. La última vez que subieron los precios de los combustibles fue el 19 de junio, pero este pasado fin de semana, a principios de julio, y anticipándose al próximo inicio de la temporada de invierno, se registró una nueva suba en los precios de las gasolinas. Los nuevos precios para cada gasolinera son los siguientes. En la petrolera de bandera […]
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Estas líneas tienen el doble propósito de describir los proyectos de ley recientemente enviados al Congreso de la Nación por el Poder Ejecutivo, y señalar la falta de consideración del proceso de Transición Energética, bajo los cuales se explican el potencial de producción y exportación de ambos vectores energéticos: hidrógeno (en más “H”) y gas natural licuado (en más “GNL”). Proyecto de ley de gas natural licuado: La propuesta y algunos comentarios específicos: Declara de interés público nacional y objetivo prioritario la licuefacción de gas natural y actividades asociadas. Busca compatibilizar la exportación de GNL con los artículos 3 y […]
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El sector energético se prepara para la fecha de presentación de Ofertas Técnicas de la Licitación Abierta PEG-4-2022, prevista para este miércoles 12 de julio del 2023.
A partir de allí, las propuestas serán evaluadas por las distribuidoras a cargo del proceso: la Distribuidora de Electricidad de Occidente, la Distribuidora de Electricidad de Oriente y la Empresa Eléctrica de Guatemala.
Con el objetivo de que la adjudicación pueda darse en agosto/septiembre del 2023 y la suscripción de cada contrato de abastecimiento en los tres meses posteriores a la adjudicación, las fechas antes mencionadas irían a respetarse por los organizadores del proceso.
Las expectativas del sector privado van en alza. Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) observan «con mucho optimismo el proceso de licitación PEG-4-2022» principalmente por ante las circunstancias climáticas por las que atraviesa el país actualmente y por las ventajas que traerá nueva generación en el sistema eléctrico local como evitar el alza en la tarifa y mayor seguridad en la calidad del suministro.
«No dependen de la volatilidad de los precios internacionales de combustibles fósiles y, por lo tanto, brindan estabilidad, seguridad y garantizan la calidad del suministro eléctrico», subrayaron desde AGER.
En exclusiva para Energía Estratégica consideraron que si bien se espera que el proceso de selección de ofertas privilegie energías renovables, no sería posible que el requerimiento de esta licitación pueda ser cubierto totalmente por Contratos de Energía Generada, que es en el cual las renovables pueden demostrar una mayor competitividad.
«Las bases de licitación de este ejercicio no permiten que se pueda cubrir la totalidad del requerimiento de las distribuidoras, dado que el volumen máximo permitido para este tipo de contrato es de apenas 40 MW», explicaron.
Y añadieron: «Lo que sí esperamos es que la participación de tecnologías de generación renovable sea superior al 50 % de las empresas adjudicadas durante esta licitación».
¿Qué variables podrían dejar afuera de la licitación a alguna de las 30 empresas que adquirieron los pliegos? Desde la perspectiva de AGER a priori estarían dadas las condiciones; ahora bien, dos variables podrían sacarlos de competencia: que no cumplan con los aspectos técnicos solicitados en las bases de licitación, o que queden fuera por el precio, el cuál se define en una evaluación económica con varios criterios de subasta inversa y oferta virtual.
Tendencias en comercialización de energía: el rol de las renovables y los contratos a largo plazo
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La adjudicación de la licitación RenMDI de Argentina, aquella destinada a proyectos renovables y almacenamiento de energía para reemplazar generación forzada y diversificar la matriz, debía darse a conocer públicamente el pasado jueves 6 de julio.
Sin embargo, la resolución de la Secretaría de Energía de la Nación todavía no se concretó y, por ende, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) no publicó los proyectos ganadores de la convocatoria.
¿A qué se debe el retraso? Según pudo averiguar Energía Estratégica, existen diversos motivos que generaron esta situación, como por ejemplo otros temas de la cartera energética nacional que salieron a la luz a lo largo de los últimos días, tales como la convocatoria MDI para obras de transmisión o el Plan Nacional de Transición 2030 y los Lineamientos y Escenarios 2050, entre otras resoluciones.
Asimismo, fuentes de la industria renovable allegadas a este portal de noticias señalaron que otra de las razones de la demora se debe al análisis minucioso de los parques renovables a adjudicar y qué sucederá con aquellas ofertas que no sean asignadas.
“Por los precios publicados hay proyectos complicados, por lo que hay empresas que empezaron a dialogar con la Secretaría de Energía para ampliar el cupo. Tanto desde antes de la apertura de sobres B como posterior a dicho acto”, aseguraron.
Y cabe recordar que, de acuerdo a una simulación hecha por Energía Estratégica, habría regiones donde no se adjudicaría toda la capacidad disponible en el pliego licitatorio, en tanto que otros proyectos con precios competitivos quedarían fuera debido al límite de asignación por tecnología.
De todos modos, fuentes del gobierno cercanas a este portal de noticias brindaron cierta tranquilidad para el sector e informaron que “la adjudicación de RenMDI ya se encuentra en el circuito de firmas y se estima que saldrá esta misma semana”, puntualmente se espera que sea entre miércoles y jueves.
¿Posible repechaje?
Tras estos acontecimientos y los precios observados en la apertura de ofertas económicas, el gobierno analiza la posibilidad de brindar una última oportunidad de seguir en competencia a aquellas empresas que no resulten preadjudicadas, específicamente en aquellos nodos que quedaron sin cubrir la potencia prevista.
“Aún se debaten algunos criterios, como el valor máximo con el que se hará la re-convocatoria y cómo se hará para trazar los términos de referencia del repechaje. Aunque, de concretarse, se estima que el llamado será recién en agosto”, confiaron desde el sector.
Ésta no sería la primera vez en una subasta renovable en Argentina. Uno de los ejemplos más recordados es aquel dado en octubre del 2016 y tras el anuncio de la primera ronda del Programa RenovAr, cuando el por entonces ministro de Energía y Minería, Juan José Aranguren, y el subsecretario de Energías Renovables, Sebastián Kind, lanzaron la ronda 1.5 a modo de repechaje.
La misma se trató de una licitación dirigida exclusivamente a todos los proyectos que se presentaron en la Ronda 1 que quedaron fuera, ya sea por no haber calificado en la oferta técnica, no haber superado el precio de corte en la oferta económica, o no hayan adjudicado por no haber ofrecido un precio ofertado ajustado más competitivo que los ganadores. Por lo que no sorprendería que la administración actual tome una decisión similar.
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Mediante la emisión de la Resolución Exenta N°284, la Comisión Nacional de Energía (CNE) aprobó las bases definitivas de la Licitación Pública Nacional e Internacional para el Suministro de Energía y Potencia Eléctrica para Abastecer los Consumos de Clientes Sometidos a Regulación de Precios, Licitación Suministro 2023/01.
Este proceso licitatorio contempla subastar un total de 5.400 GWh, distribuidos en 2 Bloques de Suministro de 1.800 GWh y 3.600 GWh cada uno, con el propósito de abastecer las necesidades de energía de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional, a partir de los años 2027 y 2028 respectivamente.
Además, este proceso de licitación incorpora una segmentación zonal con frontera en las barras del Sistema Eléctrico Nacional desacopladas, otorgando a los oferentes la libertad de ofertar para cualquiera de estas zonas y reducir el riesgo nodal en el Mercado de Corto Plazo.
Novedades
Uno de los aspectos más relevantes que se incorporaron a las bases definitivas de la licitación es el fomento al ingreso de almacenamiento, mediante la modificación del mecanismo de incentivo a estas tecnologías y a Energías Renovables No Variables, ampliando así el universo de proyectos que pueden optar a este beneficio.
Uno de los aspectos más relevantes que se incorporaron a las bases definitivas de la licitación es una modificación al mecanismo de fomento a proyectos de almacenamiento y energías renovables no variables, donde mediante dicha modificación se amplió el universo de proyectos que pueden optar a este beneficio, incluyendo así a proyectos hidráulicos que puedan aportar flexibilidad al sistema.
Otros cambios incorporados son considerar que el almacenamiento debe ser de al menos 4 horas de duración para acceder al incentivo señalado, además del traspaso de Costos Sistémicos, donde se incluye la posibilidad de incorporar otros costos sistémicos futuros que puedan aparecer, previa aprobación de la CNE.
El Secretario Ejecutivo de la CNE, Marco Antonio Mancilla, destacó la aprobación de las bases- definitivas para el proceso licitatorio: “Este trabajo consideró varios cambios que van en línea con el compromiso de la Agenda Inicial para el Segundo Tiempo de la Transición Energética, incorporando importantes novedades para el incentivo a los medios de almacenamiento y a las energías renovables con capacidad de almacenamiento, energías renovables con capacidad de regulación, y energías renovables de base y sin emisiones contaminantes, lo cual profundiza el proceso de descarbonización de la matriz energética nacional y aporta a la flexibilidad y seguridad del sistema eléctrico”.
Cronograma
Las bases definitivas establecen un nuevo cronograma, donde los principales hitos son:
Llamado a licitación Nacional e Internacional: 14 de julio.
Periodo de consultas: Hasta las 17:00 horas del viernes 15 de septiembre de 2023.
Fecha de Presentación de las Propuestas: Miércoles 13 de diciembre de 2023, entre las 9:00 y las 13:00 horas en lugar que se comunicará oportunamente.
Fecha de Apertura e Inspección de las Ofertas Económicas y apertura del Precio de Reserva: Jueves 4 de enero de 2024, a partir de las 11:00 horas en lugar que se comunicará oportunamente.
Acto público de Adjudicación (en caso de finalización de adjudicación en Primera Etapa): Miércoles 10 de enero de 2024.
RE-284_Aprueba-Bases-Definitivas-Licitacion-2023-01
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El megaevento Europe Future Energy Iberian Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES), se llevó a cabo a principios de este mes en el hotel NH Collection Madrid Eurobuilding, con más de 350 profesionales del sector renovable.
Durante el encuentro, uno de los focos estuvo puesto en los nuevos desarrollos, interconexiones y subastas de proyectos eólicos offshore. Y allí, Ramón Fiestas, director para Latinoamérica Global Wind Energy Council (GWEC), analizó las expectativas de inversión en LATAM.
«Desde la perspectiva política, los países que expresaron voluntad de avanzar en la introducción de esta tecnología son Brasil y Colombia (ambas tienen hojas de ruta) ya que cuantificaron el potencial y metas indicativas a alcanzar”, señaló.
Aunque también es preciso mencionar que Costa Rica ya incursionó en estudios en la materia, en tanto que Uruguay avanza con el modelo de negocios de ANCAP y Chile hace lo propio con el hidrógeno verde.
“Sin embargo, estos últimos países no definieron un esquema por el que transitar para llegar a objetivos concretos. Pero sí es cierto que hay una cierta rivalidad para ver quién es el primero en licitar un área de eólica marina en Latinoamérica”, manifestó Ramón Fiestas.
“Desde el punto de vista normativo Brasil es el más avanzado y pendiente de una decisión política de lanzar el llamado público, mientras que Colombia se trabaja a marchas forzadas en las bases de la próxima licitación y los anuncios que hicieron es que este semestre estará listo y probablemente veamos una adjudicación en el primer trimestre del próximo año”, agregó.
Cabe recordar que, a principios de mayo, la ministra de Minas y Energía de Colombia, Irene Vélez, confirmó que los pliegos se publicarán en el segundo semestre y que la zona de competición será el departamento del Atlántico, con el objetivo de cumplir con su hoja de ruta al 2030 y 2040.
Mientras que Brasil actualizó su hoja de ruta de la energía eólica offshore y trabaja en establecer un marco regulatorio para dicha tecnología y el hidrógeno verde hacia finales de este año, en pos de lograr la primera licitación del país en cuanto a cesión de bloques marinos onerosos para la exploración de energía eléctrica costa afuera, considerando que ya poseen la Ordenanza N° 52/GM/MME, por la que planteó los lineamientos para el aprovechamiento y futuras convocatorias de esta índole.
“Apoyamos a Colombia en el marco regulador y análisis de potencialidades y necesidades en cuanto a puertos, logística e impacto socio-económico, entendemos que se hace de una forma alineada a los intereses de la industria. Pero en Brasil falta la decisión política de definir la ruta al mercado y de cómo se financiarán esos proyectos”, remarcó el director para Latinoamérica del GWEC.
Diferencias con Europa
Los casos de LATAM difieren con los del viejo continente ya que este último avanzó más en el proceso de completar la visibilidad y viabilidad de los proyectos, de tal manera que ya se diseñan mecanismos de apoyo a través de contratación a largo plazo de electricidad.
Punto al que, según Ramón Fiestas, aún no se llegó en Latinoamérica, sino que la discusión está centrada en el modelo de asignación de las áreas marinas para exploración y posterior explotación.
“Pensamos que el modelo de Colombia supera al de Brasil, porque si queremos buscar la forma más competitiva de producir electricidad con una nueva tecnología, estos mecanismos de asignación de áreas deben realizarse de forma más económica y eficiente posible. Y ese es el caso de Colombia y no de Brasil, donde el estado tiene una expectativa de generar recursos que aplicará a resolver impactos socioeconómicos que puedan derivar de la implantación de los parques”, aseguró.
“Siempre pensamos que el modelo de asignación más eficiente de áreas eólicas marinas es el que lleva al menor coste para el promotor del proyecto. Y trabajamos para que ese sea el modelo”, concluyó.
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Las dificultades en la cadena de suministro que tuvieron lugar en los últimos años por la pandemia y los conflictos internacionales como la Guerra de Rusia y Ucrania han puesto a México en el centro de la escena como un país ideal para atraer inversiones de energías limpias por su cercanía con Estados Unidos y sus tratados de libre comercio con otras potencias mundiales.
En el marco del auge del nearshoring, en colaboración con la Secretaría de Economía del Estado de Nuevo León y la Oficina de Convenciones y Visitantes de Monterrey, IFEMA MADRID lanza GENERA MÉXICO, la nueva propuesta ferial para el sector de las energías renovables.
El evento que abre nuevas expectativas de negocio y expansión para el sector de las renovables en Latinoamérica se celebrará del 7 al 9 de noviembre en el Centro Internacional de Negocios Monterrey, CINTERMEX.
Alineado con los ODS por Neutralidad Climática, la Descarbonización y otras estrategias sostenibles, la alianza ofrece al sector una oportunidad de promoción y apertura al mercado mexicano que dotará a las empresas participantes de un escenario para la expansión internacional de sus negocios bajo la referencia y el valor que representa la marca de GENERA.
En diálogo con Energía Estratégica, Edgar Medina Rubio, coordinador general y contacto principal en México de la megaferia, revela las expectativas del evento y el perfil de las empresas que participarán.
¿Qué valor agregado ofrece asistir a esta primera edición de Genera en México?
El buen desempeño de la inversión extranjera directa en Nuevo León se debe, entre otros factores, a las oportunidades del nearshoring. Esto da la posibilidad de tener mejores expectativas de crecimiento para los industriales de productos y servicios de eficiencia energética. El objetivo de esta mega feria es hacer una integración de la oferta y demanda de productos, servicios y tecnologías en la eficiencia energética.
¿Qué perfil de empresas participarán con stand?
El perfil del expositor está centrado en compañías proveedoras de equipos, tecnologías, servicios y productos para diferentes sectores. Un ejemplo de estas tendencias son: los sistemas fotovoltaicos; infraestructura de red, almacenamiento, transporte y distribución.
Además, también se contempla la participación de entidades académicas y de investigación, instituciones de apoyo y fomento, asesoría y consultoría, entre otros.
¿Por qué eligieron Monterrey como sede para realizar el evento?
El estado de Nuevo León es el segundo estado a nivel nacional en inversión extranjera y proyectos de desarrollo para eficiencia energética. La participación de empresas en este proyecto da la oportunidad de conectar con la creciente demanda de usuarios de energía.
¿Cuáles son las expectativas en cuanto a la convocatoria del evento?
Consideramos que vamos a tener una buena participación y colaboración de expositores que quieran expandir su mercado, su rango de cobertura de servicios en eficiencia energética y producción de energías limpias.
En respuesta a la creciente necesidad del ahorro energético por parte de la industria en Nuevo León, las compañías siempre están buscando mejores formas de eficientar su consumo.
En este contexto, una exposición como Genera México, da la oportunidad de ofrecer a través de sus expositores, las nuevas tecnologías, productos y servicios para la creciente demanda de la eficiencia energética.
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Por las oportunidades del nearshoring y la alta demanda de energía que presenta México, la inclusión de mujeres en el sector energético en el país es un pilar fundamental para impulsar la innovación y el crecimiento económico sostenible respetando la equidad de género.
Bajo esta premisa, cada vez más organizaciones y empresas están implementando políticas de igualdad de género, programas de capacitación específicos para mujeres y medidas para promover la participación de las mujeres en posiciones de liderazgo.
Además, se están llevando a cabo iniciativas para promover la educación y el acceso a oportunidades en ciencia, tecnología, ingeniería y matemáticas (STEM, por sus siglas en inglés) para las mujeres desde etapas tempranas de su educación con el objetivo de fomentar el interés de las mujeres en carreras relacionadas con el sector renovable.
En línea con estos esfuerzos, ENGIE México, líder mundial en energía ha firmado un convenio de promoción de empleo con el Gobierno el Estado, el municipio de Altamira y la Comisión de Energía del estado de Tamaulipas para atraer a más mujeres tamaulipecas para las posiciones laborales disponibles de la compañía en la Región.
Teniendo en cuenta que la diversidad de género en los equipos de trabajo promueve la creatividad, el pensamiento crítico y la toma de decisiones más informadas, el acuerdo busca incorporar a más profesionales mujeres a la industria de la energía y con ello avanzar en la consolidación de una industria más equitativa y diversa.
Con presencia en el estado de Tamaulipas desde hace 25 años, la compañía se desempeña en tres segmentos del sector: Gas Natural, Energía Renovable y Energía Térmica.
Actualmente la multinacional opera una planta de Cogeneración Eficiente de 50MW en Altamira, y cerca de Ciudad Victoria se encuentran los parques eólicos Tres Mesas 3 y 4 con una capacidad de más de 150MW de generación libre de CO2.
La firma del convenio se enmarca en el evento “Mujeres en Energía” en el cual también se desarrolló un panel para reflexionar y alentar a las mujeres hacia la incorporación en la industria.
El panel contó con la participación de Felisa Ros, Country Manager de ENGIE México; Ana Laura Ludlow, Vicepresidenta de Asuntos Gubernamentales y Sustentabilidad de ENGIE México; Claudia Fernández, Directora de Desarrollo Económico del municipio de Altamira; y Rosy Luque, Presidenta del Sistema DIF Altamira.
En conversaciones con Energía Estratégica, Ana Laura Ludlow, destaca: «Para Engie este convenio es un hito que concreta la voluntad firme de dar pasos sólidos en los temas de diversidad e inclusión. Si bien el espectro es muy amplio, la manera como se ha identificado avanzar en esta primera etapa es impulsando la paridad de género en todos los niveles de la organización».
«Este acuerdo se da en el marco de la creación de más de 20 vacantes en Altamira y también en el norte en Reynosa para mujeres en diversos rubros, principalmente técnicos. A través de la bolsa de trabajo del Municipio de Altamira se abren los espacios para identificar el talento femenino que puede ocupar estas vacantes. De esta forma, se abre la oportunidad a recién graduadas y mujeres de todas las edades de involucrarse en el sector energético donde tendrán un acompañamiento para aprender de los temas de energía.», agrega.
En efecto, al evento fueron invitadas más de 100 estudiantes de carreras STEM, recién egresadas y profesionales quienes pudieron escuchar en voz de las representantes de la industria privada, el sector público y la Academia que cuando las mujeres se lo proponen pueden ser exitosas en cualquier campo que se lo propongan.
Durante el acontecimiento, ENGIE México anunció las vacantes e instaló mesas de recepción de currículums para las asistentes; y en general para todas las mujeres del estado que estén buscando sumarse al sector.
Estas iniciativas buscan superar barreras y fomentar la participación equitativa de las mujeres en esta industria clave para el desarrollo sostenible del país.
«Nuestro objetivo es generar los espacios para que más mujeres participen en el sector energético. Es un esfuerzo que continuares con la voluntad de alcanzar para el 2030 paridad de género, es decir entre 40 y 60% de participación de mujeres en la compañía», concluye Ludlow.
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El sistema educativo continúa desarrollando un papel crucial para ser garante de la sostenibilidad del planeta, siendo uno de sus retos educar acerca de la importancia que tiene la preservación del medio ambiente. En línea a ello, tres centros educativos de Panamá han decidido ir más allá para que en conjunto con ENSA Servicios, puedan integrar soluciones energéticas innovadoras con la instalación de paneles solares, dando paso a un futuro más sostenible.
Se trata de la iniciativa que han tomado el Colegio Nuestra Señora del Carmen, Colegio San Agustín y Smart Academy para generar y proveer su propia electricidad con tecnología fotovoltaica que se utilizará para las diferentes funciones de los centros académicos, teniendo como principal protagonista la luz solar, con lo que contribuirán significativamente no solo para enfrentar el cambio climático y reducir la huella de carbono, sino que también será una oportunidad para promover una conciencia ecológica entre los estudiantes y la comunidad educativa en general sobre el valor del ahorro que implica el uso de energía solar.
Los representantes de estos colegios concuerdan que “las actitudes de los alumnos deben estar influenciadas no solo por las lecciones específicas de cada materia, sino también por lo que experimentan y observan en su entorno escolar, por lo tanto, la colocación de estos paneles solares resulta ser una forma de inculcar los valores medioambientales a los más jóvenes y orientarlos hacia un modelo sostenible cada vez más necesario.”
ENSA Servicios ha facilitado algunas de estas transiciones gracias a alianzas que mantiene con actores bancarios del país como es el caso del banco panameño Global Bank, permitiendo ofrecer financiamiento accesible y favorable a los colegios participantes, allanando el camino para la adopción de energías renovables en el sector educativo.
Por su parte Johnier Montoya, Gerente Comercial de ENSA Servicios, indicó que “en ENSA Servicios nos enorgullece acompañar a estos colegios que se han sumado a ser modelos que aspiran a transformar el sector energético. A la fecha, ya culminamos los trabajos en el Colegio Nuestra Señora del Carmen, que conllevó la instalación de 262 paneles solares y ahora está viendo reflejado el ahorro que ésta iniciativa les representa; estamos próximos a terminar en el Colegio San Agustín con 1,768 paneles, donde una de las particularidades es que cerca del 80% de las cubiertas son de teja de barro siendo el proyecto más grande de este tipo en el país, lo que conlleva más delicadeza y tiempo para su instalación; y ahora iniciaremos trabajos en Smart Academy para la instalación de 663 módulos en este recinto académico.”
Los paneles solares en los centros de enseñanza demuestran a los jóvenes lo que la energía solar es capaz de aportar a las generaciones venideras, y es que cada proyecto representará una contribución significativa en la preservación del ambiente como:
• Colegio Nuestra Señora del Carmen que reemplazó el 100% de su energía convencional, proyecta una reducción de CO2 de 41 toneladas al año, equivalentes a sembrar 247 árboles
• Colegio San Agustín permitirá reemplazar el 88% de su consumo de energía, que se traduce en una reducción de CO2 de 626 toneladas al año equivalentes a sembrar 2,268 árboles
• Smart Academy reemplazará el 100% a energía solar, proyectando una reducción de CO2 de 188 toneladas al año, que equivalen a sembrar 1,128 árboles.
Los beneficios de instalar placas solares en colegios son evidentes. No solo porque es una buena forma de producir energía sostenible, sino porque al mismo tiempo puede llegar a suponer un ahorro importante, ya que una parte de la energía producida puede ser introducida de nuevo en la red eléctrica, y como resultado se tendrá una reducción en el importe de la factura de la luz por compensación.
Queda claro que las escuelas verdes pueden convertirse tanto en una herramienta pedagógica como en un ejemplo para otros establecimientos educativos y para ello ENSA Servicios, se convierte en un gran aliado promoviendo un amplio portafolio que incluye tecnologías de eficiencia energética y energías renovables, desde donde aportan a la conservación y protección del ambiente.
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La Secretaría de Energía, en la órbita del Ministerio de Economía prorrogó, mediante la Resolución 570/23, la vigencia del Régimen de Incentivos al Abastecimiento Interno de Combustibles (RIAIC), para todas las operaciones de importación de gasoil y/o naftas grado DOS (2) o grado TRES (3), respectivamente, y para aquellas correspondientes a transferencias de crudo a Pequeñas Refinerías de Regiones Afectadas (PReRA), realizadas entre el 1 de marzo de 2023 y el 30 de abril de 2023 inclusive.
Se trata de un medida que remite al Decreto 86/2023, que alcanza a las compañías refinadoras y/o refinadoras integradas que deben importar parte del combustible que comercializan dado que la demanda interna supera a sus capacidades de refinación propia.
El RIAIC también incluye a las Pequeñas Refinerías de Regiones Afectadas ubicadas en regiones con insuficiencias de abastecimiento interno de gasoil y/o naftas superiores a la media nacional, que por motivos relacionados a su ubicación geográfica, la situación declinante de la cuenca de crudo de la que son principalmente abastecidas, y/o por carecer de oferta de crudo local en condiciones de mercado, se vean imposibilitadas de utilizar al máximo su capacidad de refinación.
“A los efectos de poder garantizar el abastecimiento incremental, como así también compensar costos extraordinarios (de las petroleras) ante el contexto internacional (más caro) y la demanda (interna) creciente, el Decreto 329/2022 creó el Régimen de Incentivos RIAIC, aplicable a refinadoras y/o refinadoras integradas que sean sujetos pasivos de los Impuestos sobre los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono”, señala la Decreto 86.
“Los sujetos adheridos a este Régimen podrán solicitar un monto equivalente a la suma que deban pagar en concepto de Impuestos sobre los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono (Ley 23.966, y sus modificaciones), por las importaciones de gasoil y naftas.
La Resolución 570 ahora oficializada establece como límites “para el otorgamiento del beneficio que podrán solicitar los sujetos adheridos al RIAIC, respecto al segundo bimestre de 2023”, los siguientes parámetros:
. Para el gasoil grado DOS (2) y grado TRES (3) hasta el VEINTE POR CIENTO (20 %) en volumen de las importaciones totales de gasoil de ambos grados realizadas en 2022.
. Para las naftas grado DOS (2) y grado TRES (3) hasta el DIECISIETE POR CIENTO (17 %) en volumen de las naftas de ambos grados que hayan sido importadas durante el año 2022.
A los fines de acceder al beneficio del RIAIC será de aplicación el procedimiento previsto en la Resolución 217/2023 de la S.E. , “con las adecuaciones que correspondan en razón del periodo incorporado por la presente medida”, se indica.
Se considerarán entonces “los valores de los Impuestos sobre los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono establecidos en la Ley 23.966, y sus modificaciones correspondientes al segundo bimestre de 2023, y las importaciones de gasoil y/o naftas grado DOS (2) o grado TRES (3) y transferencias de crudo a Pequeñas Refinerías de Regiones Afectadas (PReRA) realizadas entre el 1° de marzo y el 30 de abril últimos”.
En febrero último el decreto 86/2023 fundamentó la medida (RIAIC) señalando que:
.”La compleja situación energética global ha generado una creciente escalada de precios internacionales afectando la asequibilidad de los recursos energéticos, especialmente en los países en desarrollo”.
.”Esta dinámica de precios ha repercutido con mayor intensidad en algunos países de la región, cuya dependencia estructural de combustibles importados los expone en mayor magnitud a los cambios en los precios internacionales”.
.”Uno de los problemas que enfrenta la industria hidrocarburífera argentina es la insuficiencia estructural de la capacidad refinadora local para abastecer completamente una demanda creciente, tanto industrial como del parque automotor”.
.”La situación se ha visto agravada por el progresivo declino de cuencas convencionales claves para el abastecimiento de refinerías regionales estratégicas y por la reducción tendencial en la densidad media del crudo producido, con su consecuente efecto sobre la productividad de refinerías adaptadas a crudos más pesados”.
.”El abastecimiento incremental respecto de la capacidad del complejo refinador nacional implica costos crecientes que afectan el normal abastecimiento de los requerimientos domésticos de combustibles, creando excesos de demanda en distintas regiones del país”, se explicó.
El cuadro de situación del mercado interno de los combustibles se completa considerando la vigencia de una política de precios propuesta por Economía, consistente en la aplicación de un sendero de actualización mensual (desde finales del 2022) en procura de una reducción paulatina de la inflación.
Empresas del rubro consignan que en los últimos siete meses los precios promedio país de las naftas y gasoils quedaron relegados en comparación con la evolución del IPC nivel general calculado por el Indec.
No obstante ello, en las estaciones de servicio observan una tendencia a la baja en el consumo de las naftas premium (más caras), y una mayor demanda de las calidades súper.
El gas argentino está volviendo a jugar un rol central en el suministro de gas de Chile. Pero la consolidación de la participación argentina en el mercado trasandino dependerá de la posibilidad de firmar contratos a largo plazo, según la mirada de distintos actores de la industria de ese país.
La embajada argentina en Chile y la Asociación Gas Natural de Chile (AGN) organizaron hace tres semanas un seminario sobre el gas natural en Chile y las oportunidades de articulación con la Argentina, que contó con la participación de funcionarios, representantes de empresas y consultores de los dos países.
El ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, planteó en la apertura de la jornada dos temas que sobrevolaron los paneles del evento: la capacidad de Argentina de equilibrar la oferta de LNG y el potencial de demanda residencial de gas.
«Este verano, mientras veíamos cómo varios de nuestros barcos a firme se desviaban a otros países de Europa debido al aumento de precios, nuestra capacidad de ver el invierno desde la perspectiva de nuestra seguridad energética hubiese sido muy distinta si nuestras relaciones bilaterales no estuvieran en el buen pie que están», destacó Pardow.
El gas argentino comenzó a fluir nuevamente al mercado chileno en 2018 y ya ocupa un rol protagónico en el suministro de gas: representó la mitad de sus importaciones totales de gas en 2022. No obstante, los actores de la industria chilena de gas coinciden en que la infraestructura de importación de LNG seguirá teniendo un rol relevante en el esquema de seguridad de suministro.
El director ejecutivo de la AGN, Carlos Cortés Simon, recordó en el evento las consecuencias de la interrupción de las exportaciones argentinas. «Con el final de la crisis del suministro, que fue entre el 2008 y 2010, cuando Chile tuvo que salir a buscar una alternativa al suministro de gas argentino, desarrolló una infraestructura que hoy en día nos da seguridad, estabilidad, y nos ha permitido retomar la senda de crecimiento que se había visto interrumpida en los años 2000. Me refiero a las terminales de Quinteros y Mejillones. También a los contratos que se firmaron en ese momento para garantizar el suministro de Chile por los siguientes años», dijo en referencia al LNG.
A su turno, el Gerente general de GNL Mejillones, Gustavo Schettini, coincidió en la importancia del LNG. «El desafío es cómo restablecemos el gas desde argentina siendo que el GNL se estableció como la herramienta de seguridad y seguirá así. Tiene sus contratos y sus rigideces», dijo.
Los panelistas coincidieron en la necesidad de ampliar los horizontes de contractualización del gas argentino. «El gas argentino es hoy un gas que se mira a un horizonte de siete meses. Si queremos buscar un equilibrio que optimice el suministro en términos de garantía y de costo, lo que debiese ocurrir es que el gas argentino pase de ser un gas que se mira a tan a corto plazo a brindar una posibilidad de integrarlo de mejor manera en la programación del GNL«, explicó Mario Camacho, gerente general de GNL Chile.
Desde el lado argentino hubo coincidencias sobre la importancia de firmar contratos de largo término. María Luz Tremoli, líder de Estrategia de Mercado de YPF, señaló que «tanto el gas argentino como el LNG tienen que ser productos complementarios». «Lo importante es poder sentar precedentes que permitan tener exportaciones 365 que contemplen largos plazos», añadió.
Por otro lado, el vicepresidente comercial de Compañía General de Combustible (CGC), Emilio Nadra, remarcó que la posibilidad de importar LNG en Chile «obliga a que el gas argentino tenga que tener tanta flexibilidad como seamos capaces de desarrollar para atender las necesidades de una demanda mucho más oscilante».
«Tenemos que tener productos competitivos, flexibles y que acompañen esta cada mayor intermitencia y los desafíos que le plantea al suministro de gas natural la irrupción de las renovables», añadió Nadra.
El presidente ejecutivo de la Asociación Gas Natural de Chile también considera que la relación entre gas argentino y LNG será de complementariedad. «La importancia de los contratos con Argentina es relativa, ya que el sistema chileno funciona desde hace más de 10 años con un abastecimiento de GNL que ha sido confiable y lo seguirá siendo, con contratos sólidos a largo plazo«, explicó Cortés Simon ante una consulta por mail de EconoJournal.
Para que el gas argentino se consolide en el mercado chileno se necesitarían contratos en firme y por plazos más largos. «Los contratos en firme desde Argentina deben ofrecer condiciones que permitan un suministro seguro y a largo plazo. El hecho de que Argentina haya retomado los envíos de gas natural a Chile y que estos hayan aumentado rápidamente es un paso en la dirección correcta. Sin embargo, los esquemas contractuales ofrecidos son aún de corto plazo y estacionales», respondió Cortés.
«La posible relevancia del gas argentino radica en las condiciones con que esos contratos pudieran darse en términos de estabilidad, confiabilidad y competitividad. Si se dieran las condiciones apropiadas en estos aspectos, Chile podría disfrutar de un nivel de seguridad energética más elevado y precios más competitivos en comparación con otras tecnologías energéticas, como lo son los combustibles fósiles sólidos y líquidos y la leña», sintetizó.
Hasta mayo de 2023, un 46% del suministro de gas vino de Argentina y un 39% a través de GNL en lo que va del año, según la AGN.
En materia de envíos de gas en firme, un primer test se produjo el año pasado con el acuerdo entre Argentina y Chile para exportar 300.000 m3 diarios a la región del BioBio.
Una arista relevante del acuerdo es la evaluación positiva que las autoridades chilenas hacen del impacto del gas como sustituto de la leña, el principal combustible para calefacción en el centro-sur de Chile. El consumo de leña húmeda es particularmente problemático en materia de polución aérea y emisiones, lo que abre una oportunidad para el gas argentino.
Pardow destacó los beneficios concretos del acuerdo. «Las ciudades de Chillán, Los Ángeles y Temuco reciben un precio por sus energéticos significativamente mejor que el que no existiría de no mediar esta buena relación. El precio es fundamental para ir desplazando otros combustibles muchísimo más contaminantes. Son de las ciudades más contaminadas de Chile en términos de material particulado durante el invierno», dijo el ministro de Energía en el evento.
La industria chilena comparte que existe un potencial grande en consumo residencial de gas. «Tenemos en Chile una posibilidad de incrementar el consumo de gas no solo en generación eléctrica sino en los hogares. Hay una oportunidad de incrementar la penetración del gas», dijo Schettini.
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, Nicolás Deza
El gobierno de Irak y TotalEnergies firmaron un acuerdo energético por valor de 27.000 millones de dólares que busca impulsar la capacidad del país para producir energía con proyectos de energías renovables y petróleo. Su objetivo es mejorar el suministro eléctrico del país, reducir la factura de las importaciones y atraer inversiones extranjeras. Los proyectos contribuirán al sector energético iraquí y beneficiarán a la economía del país.
El acuerdo se firmó inicialmente en 2021, pero sufrió retrasos debido a disputas entre políticos iraquíes sobre los términos. Finalmente se cerró en abril, cuando Irak aceptó tomar una participación menor de la exigida inicialmente, del 30%, en el proyecto. TotalEnergies tomó una participación del 45%, y QatarEnergy posee el 25% restante.
El Presidente y CEO de TotalEnergies, Patrick Pouyanne, firmó el acuerdo con el Ministro de Petróleo iraquí Hayan Abdel-Ghani, en una ceremonia celebrada en Bagdad.
Pouyanne calificó el acuerdo de “día histórico”. Según Pouyanne, el proyecto empezará a construirse este verano y supondrá una inversión de 10.000 millones de dólares en los próximos cuatro años.
“Este es el día inicial, y en los próximos cuatro años entregaremos los proyectos en beneficio de todos los iraquíes”, declaró.
El Proyecto Integrado de Crecimiento del Gas (GGIP, por sus siglas en inglés) pretende mejorar el suministro eléctrico del país, entre otras cosas recuperando el gas quemado en tres campos petrolíferos y utilizándolo para abastecer a las centrales eléctricas, lo que contribuirá a reducir la factura de importación de Irak.
TotalEnergies desarrollará una central solar de 1 GW para suministrar electricidad a la red regional de Basora, y la empresa saudí ACWA Power ha sido invitada a sumarse al proyecto. Esto marca el inicio de la inversión en energías renovables en Irak.
“Es el verdadero comienzo de la inversión en energías renovables en Irak”, declaró Abdel-Ghani refiriéndose al proyecto solar.
El GGIP incluye una planta de tratamiento que permitirá a Irak, asolado por la sequía, utilizar agua de mar en el proceso de producci que requiere mucha agua, en lugar de la limitada agua dulce de ríos y pantanos.
El Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) anunció que da inicio la primera Escuela Técnica Virtual de Petróleo y Gas de la Argentina.
Es abierta y en idioma español para quienes tengan cumplidos sus estudios medios y deseen ser parte de la industria de los hidrocarburos.
Están abiertas las preinscripciones para cursar la carrera de Técnico en Petróleo y Gas, comienza el 7 de agosto, tendrá una duración de tres años y se divide en 6 módulos (dos por año): es de modalidad virtual y con aprendizaje asincrónico, es decir que se realiza mediante videos, material o recursos educativos previamente proporcionados.
La cursada no tiene horarios para el estudiante, algo fundamental y de gran utilidad para aquellos que se encuentran trabajando y que eligen su ritmo y momentos para el cursado y estudio.
“Nuestra industria necesita de técnicos preparados para afrontar los desafíos que implica el constante avance tecnológico, con sus nuevas herramientas, para una mayor y más segura producción en nuestros yacimientos”, destacó el IAPG.
La preparación de futuros técnicos implica también una responsabilidad en referencia a la seguridad industrial y la preservación del medio ambiente.
“Los hidrocarburos son el pilar de una energía confiable y accesible que en nuestro país las empresas desarrollan con responsabilidad, como base de la transición energética: es de esperar que por bastante tiempo más necesitaremos de recursos humanos competentes, teniendo en cuenta el potencial de los yacimientos de la Argentina”, se explicó.
“Los profesores de la ETV son profesionales de la industria o retirados de la misma con una gran experiencia. El IAPG acompaña a la industria de los hidrocarburos desde hace más de 65 años y está formado por casi la totalidad de empresas que operan en territorio nacional; la carrera de TPG en el IAPG implica, justamente, estudiar con quienes hacen la industria” se indicó.
Más información: https://escuela.iapg.org.ar
La empresa de hidrocarburos noruega DNO ASA anunció el descubrimiento de gas y condensado en la prospección Carmen del Mar del Norte noruego, donde posee una participación del 30%.
Se trata del mayor descubrimiento de hidrocarburos de Noruega desde 2013. La evaluación preliminar de los datos completos indica recursos brutos recuperables en el rango de los 120 a 230 millones de barriles equivalente (MMboe).
Se trata del sexto descubrimiento de DNO en la zona de Troll-Gjøa desde 2021 y está situado cerca de infraestructuras existentes con rutas claras hacia la comercialización. Los otros descubrimientos son Røver Nord, Kveikje, Ofelia, Røver Sør y Heisenberg.
Noruega es hoy el mayor proveedor de gas natural de Europa después de que el continente cortara lazos con Rusia tras su guerra en Ucrania. Las exportaciones noruegas de gas por gasoducto a la Europa continental han sido sólidas en el presente año, con unos flujos medios de 313 millones de m3/día.
Por otro lado, la noruega Aker BP realizó un descubrimiento de hidrocarburos mucho mayor de lo esperado en la zona de Yggdrasil, en el Mar del Norte, según informó el jueves la compañía energética.
Las estimaciones preliminares indican un volumen bruto recuperable de entre 40 y 90 millones de barriles equivalentes (boe), muy superior a la previsión anterior de la empresa de entre 18 y 45 millones de boe.
El descubrimiento aumentará significativamente la base de recursos de Aker BP para el desarrollo de Yggdrasil, que anteriormente se estimaba en 650 millones de bpe brutos.
La Comisión de Población y Desarrollo Humano aprobó distintas iniciativas, entre las que se destaca el proyecto de declaración que “expresa repudio por los delitos de abuso sexual, secuestro y femicidio ejercidos contra niñas indígenas, más conocido bajo la denominación de chineo, y enmarcado dentro del etnocidio que sufren los pueblos originarios”.
En ese sentido, la diputada del Frente de Todos María Luisa Chomiak expresó: “Tenemos que tipificar el chineo como un delito de odio y así poder visibilizarlo”.
Por otra parte, logró consenso el proyecto de resolución por el cual se declara de interés de la Cámara de Diputados el 139° aniversario de la ciudad de Loreto, departamento homónimo, de la provincia de Santiago del Estero, a celebrarse el 15 de julio de 2023.
En ese sentido, su autora, la diputada Estela Neder (FdT) pidió el acompañamiento de sus pares para “celebrar este aniversario”, al ponderar “el crecimiento de esta ciudad a lo largo de los años”.
Además, durante la reunión se analizaron diferentes iniciativas: “Declarar de interés de la Cámara de Diputados la Smart City Expo Santiago del Estero 2023”; que se realizó el pasado mes de junio en la ciudad de La Banda, provincia de Santiago del Estero; y “expresar beneplácito por la celebración del día del Inmigrante Italiano en la argentina”, que se conmemora el 3 de junio de cada año en nuestro país; entre otros.
En referencia a los proyectos, el diputado Fabio Quetglas (UCR) destacó que “las políticas públicas con sentido le cambian la vida a las personas”, al remarcar la importancia de “aprender de las experiencias de otros países”. Y añadió: “Celebro que la agenda urbana se trate en esta comisión
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Vista, segundo operador de shale oil de la Argentina, avanza en el desarrollo de sus bloques en Vaca Muerta, y al respecto informó a los mercados el destacado desempeño productivo que obtuvieron dos pozos de su proyecto piloto en el área Águila Mora, ubicada al norte de esa formación geológica con recursos hidrocarburíferos no convencionales.
Se trata del pozo AM-1011h, que tuvo un pico de producción de 2.107 barriles de petróleo equivalente diario y una producción acumulada de 79.700 barriles de petróleo equivalente en los primeros 60 días. Por su parte, el pozo AM-1012h logró un pico de 1.699 barriles de petróleo equivalente por día y una producción acumulada de 70.200 barriles de petróleo equivalente en los primeros 60 días, describió la Compañía que preside Miguel Galuccio.
La concesión no convencional de Águila Mora se encuentra en la ventana de crudo liviano de Vaca Muerta, cubriendo una superficie de 23,475 acres brutos. Los análisis de laboratorio del crudo de los pozos revelaron una gravedad API de 40 grados.
El bloque es operado por Vista, quien posee 90 por ciento de participación. Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (“GyP”), empresa estatal de petróleo y gas de la provincia posee el 10 % restante.
En Bajada del Palo Este, Vista también registró un destacado desempeño productivo. A mediados de abril, la compañía conectó el pozo BPE-2202h, en la parte sur del bloque, cuyo pico de producción diario alcanzó los 3.427 barriles de petróleo equivalente. La producción acumulada de los primeros 80 días del pozo fue 179.900 barriles de petróleo equivalente.
Los logros en el pozo BPE-2202h también permitieron reconfirmar la adición de 150 pozos al inventario de la Compañía en Bajada del Palo Este, y extender el modelo geológico a Coirón Amargo Norte, el cual es el bloque lindante al sur, cubriendo una superficie de 26.598 acres brutos.
Coirón Amargo Norte es una concesión convencional en la cual la Compañía posee una participación del 85 %, mientras que el restante 15 % es propiedad de GyP. El modelo de Vista indica que la Compañía tiene un inventario de hasta 50 pozos listos para perforar en el bloque.
Los resultados exitosos en los pilotos de Bajada del Palo Este y Águila Mora le permitieron a Vista sumar hasta 250 pozos al inventario total de la Empresa, llevando dicho inventario a un total de hasta 1.150 pozos listos para perforar en una superficie total de 205.600 Acres, distribuidos como sigue:
Bloque Bajada del Palo Oeste (62,641 Acres netos) 550 pozos.
Aguada Federal (24,058 Acres netos) 150 pozos.
Bajada del Palo Este (48,853 Acres netos) 150 pozos.
Aguila Mora (21,128 Acres netos) 100 pozos.
Bandurria Norte (26,404 Acres netos) 150 pozos.
Coirón Amargo Norte (22,508 Acres netos) 50 pozos.
Las principales refinadoras, con YPF a la cabeza, aumentaron un 4,5% los combustibles desde el viernes a la medianoche. El porcentaje que finalmente se trasladó a los precios en los surtidores fue menor a lo que venían demandando las petroleras por el impacto de la devaluación y la inflación. Ahora, el gobierno amplió el régimen que desgrava la importación de combustibles a las refinadoras integradas y no integradas como una compensación adicional hacia las empresas.
La novedad se conoce el primer día hábil posterior al aumento de 4,5% en los precios de la nafta y el gasoil que aplicaron las petroleras el fin de semana. El ajuste se implementó una semana antes de lo previsto y la especulación en el mercado fue que hubo una luz verde para que lo hicieran este fin de semana para que, en la medida de lo posible, las subas pasaran desapercibidas en medio de la inauguración del gasoducto Néstor Kirchner y el enorme operativo propagandístico desplegado por el gobierno y por YPF para difundirlo.
En concreto, el gobierno prorrogó el Régimen de Incentivos al Abastecimiento Interno de Combustibles (RIAIC), una medida que le otorga beneficios impositivos a las refinadoras que importan naftas y gasoil. Lo hizo mediante la resolución 570/2023 publicada este lunes en el Boletín Oficial con la firma de la titular de la Secretaría de Energía, Flavia Royón. En la última norma la desgravación contemplaba los meses de enero y febrero y ahora se extendió a marzo y abril.
La medida afecta a las importaciones de gasoil grado 2 y 3 y tiene un límite para el otorgamiento del beneficio en hasta un 20% de los volúmenes importados. En cambio, para las naftas grados 2 y 3 el límite es de 17% para los volúmenes importados.
El RIAC fue un régimen implementado en junio de 2022 por el decreto 329 y continuado con el decreto 86 de febrero de este año y eximen del cobro de los Impuestos a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) para las importaciones de naftas y gasoil. El objetivo de la medida fue contrarrestar la faltante de combustibles en el país, sobre todo de gasoil, y asegurarse el abastecimiento en el mercado local, afectado por los inconvenientes que provocó la guerra en Ucrania en el sector hidrocarburífero. La resolución de este lunes afirma que “las condiciones que dieron origen al dictado de los mencionados decretos se observaron también durante el segundo bimestre del año 2023”.
La medida beneficia a las refinadoras integradas como YPF y Axion Energy y a las no integradas, como Raízen (Shell) y Trafigura (Puma), que podrán solicitar un monto equivalente a la suma de lo que tengan que pagar en ICL y al IDC de las importaciones de gasoil y naftas. La Argentina tiene que importar todos los años volúmenes de combustibles para abastecer el mercado interno porque con la capacidad instalada de las refinerías no se llega a cubrir los picos de consumo del país.
El RIAC comprende también a las Pequeñas Refinerías de Regiones Afectadas – PReRA- “ubicadas en regiones con insuficiencias de abastecimiento interno de gasoil y/o naftas superiores a la media nacional por motivos relacionados a su ubicación geográfica”.
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, Roberto Bellato
La creación de 40.000 puestos de trabajo, el avance en la innovación tecnológica y su finalización en tiempo récord posicionan a su construcción entre uno de los hitos más destacados en la historia del país, que se encamina así hacia el autoabastecimiento energético. Todos los números de una obra clave. La construcción de la primera etapa del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) demandó una inversión de US$2.500 millones, pero la envergadura y logística de su construcción dejó un impacto equivalente a más del 12% del Producto Bruto Geográfico (PBG) en la zona de influencia por la que pasa el tendido, […]
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El principal proyecto del denominado Gasoducto del Norte Reversión es la construcción de un ducto de 30 pulgadas que permitirá conectar en altura los dos grandes sistemas que abastecen al país, operados por Gas del Norte y Gas del Sur. de la provincia de cordoba. Mientras tanto, la segunda fase del GPNK unirá Salliqueló y San Jerónimo en Santa Fe. Sergio Massa, ministro de Economía, anunció el domingo que el gobierno lanzará la licitación para la construcción del proyecto de reversión del Gasoducto del Norte en 15 días, e insinuó que la segunda convocatoria de Gasoducto (GPNK) se realizará en […]
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La invasión rusa de Ucrania provocó una crisis energética, que por lo tanto repercutió en América Latina al aumentar la producción y exportación de petróleo. La crisis energética provocada por la invasión rusa a Ucrania desde principios del año anterior ha impulsado la producción de petróleo y gas en los países de América Latina y el Caribe, esperándose incrementos de hasta un 9% a partir de febrero de 2022. Así lo dijo Carlos Garibaldi, secretario ejecutivo de la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energías Renovables de América Latina y el Caribe (ARPEL), durante una conferencia sectorial realizada en […]
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El secretario de Hidrocarburos Alejandro Aguirre dio a conocer las posibilidades de desarrollo que se abren a partir de la explotación del yacimiento Fénix, que va a permitir contar con excedentes de gas y es la materia prima necesaria para encarar la industrialización. El proyecto contribuirá a abastecer la demanda de las tres ciudades fueguinas, sino que aumentarán las regalías por la exportación de gas al continente. El secretario de Hidrocarburos, Alejandro Aguirre, se refirió por FM La Isla al impacto del desarrollo de Fénix para la provincia e informó sobre las reuniones mantenidas con los inversores y los contratistas […]
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Lo hicieron en forma virtual con el acto central que se desarrolló en Salliqueló, donde el presidente Alberto Fernández junto a la vicepresidenta, Cristina Fernández de Kirchner, y el ministro de Economía, Sergio Massa, dejaron habilitado el ducto de más que 500 kilómetros. El gobernador Omar Gutiérrez participó en forma virtual, junto al gobernador electo Rolando Figueroa, del acto que se realizó en Salliqueló, provincia de Buenos Aires, este domingo 9 de Julio, oportunidad en que se procedió a la inauguración del gasoducto Presidente Néstor Kirchner. Gutiérrez y Figueroa lo hicieron desde el punto Cero del gasoducto, en Tratayén, mientras […]
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Vista, segundo operador de shale oil de la Argentina, continúa con su desarrollo en Vaca Muerta. La compañía informó a los mercados el desempeño productivo que obtuvieron dos pozos de su proyecto piloto en el área Águila Mora, al norte de la formación. Se trata del pozo AM-1011h, que tuvo un pico de producción de 2.107 barriles de petróleo equivalente diario y una producción acumulada de 79.700 barriles de petróleo equivalente en los primeros 60 días. Además, el pozo AM-1012h logró un pico de 1.699 barriles de petróleo equivalente por día y una producción acumulada de 70.200 barriles de petróleo equivalente en los primeros 60 días.
Estos resultados en Bajada del Palo Este y Águila Mora le permitieron a Vista sumar hasta 250 pozos al inventario total de la compañía, llevando el mismo a un total de hasta 1,150 pozos listos para perforar distribuidos.
Mapa mostrando la ubicación de los pozos AM-1011h y AM-1012h en Águila Mora (las líneas punteadas muestran una
estimación de grados API).
La concesión no convencional de Águila Mora se encuentra en la ventana de crudo liviano de Vaca Muerta, cubriendo una superficie de 23,475 acres brutos. Los análisis de laboratorio de los pozos revelaron una gravedad API de 40 grados. El bloque es operado por Vista, quien posee 90% de participación. Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP), la compañía estatal de petróleo y gas de la provincia del Neuquén posee el 10% restante. En Bajada del Palo Este, la compañía también registró un destacado desempeño productivo.
Asimismo, a mediados de abril, la empresa conectó el pozo BPE-2202h, en la parte sur del bloque. El pico de producción diario alcanzó los 3.427 barriles de petróleo equivalente.
Mapa mostrando la ubicación del pozo BPE-2202h en el hub de desarrollo de la compañía (las líneas
punteadas muestran una estimación de grados API).
Adicionalmente, la producción acumulada de los primeros 80 días del pozo fue 179.900 barriles de petróleo equivalente. Los logros en el pozo BPE-2202h también permitieron reconfirmar la adición de 150 pozos al inventario de la compañía en Bajada del Palo Este, y también extender el modelo geológico a Coirón Amargo Norte, el cual es el bloque lindante al sur cubriendo una superficie de 26.598 acres brutos.
Coirón Amargo Norte se trata de una concesión convencional en la cual la Compañía posee una participación del 85%, mientras que el restante 15% es propiedad de GyP. El modelo de Vista indica que la Compañía tiene un inventario de hasta 50 pozos listos para perforar en el bloque.
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, Redaccion EconoJournal
El exgobernador de Neuquén Jorge Sapag participó del origen del proyecto. Propone una gestión con sostenibilidad económica, social y ambiental del proyecto. El rol de las provincias. Durante los últimos 15 años, Neuquén ha diseñado el modelo de desarrollo productivo más exitoso de Argentina para conseguir el aprovechamiento de Vaca Muerta, la única formación de hidrocarburos no convencionales fuera de América del Norte. Este modelo ha sido construido desde un partido provincial, en conjunto con gobiernos nacionales de diversos signos políticos, sindicatos y empresarios nacionales e internacionales. Es la demostración del poder de la unidad en la búsqueda de objetivos […]
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El visor SIG ya incorporó información relativa al trazado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner que se inauguró oficialmente ayer 9 de Julio. La secretaría de Energía, a través de la subsecretaría de Planeamiento Energético, a cargo de Cecilia Garibotti, sigue desarrollando su Sistema de Información Geográfica (SIG), una herramienta web con información actualizada con el fin de visualizar capas de información geográfica de distintas dimensiones de la infraestructura energética de la República Argentina. Una de ellas, incorporada recientemente, es la relativa al trazado del Gasoducto Presidente Néstor Kircher, que en su primer tramo tiene una extensión de 573 kilómetros, y […]
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Argentina inauguró este domingo oficialmente la primera fase de un gasoducto que transportará gas natural desde la formación patagónica de Vaca Muerta hasta el sur de la provincia de Santa Fe. Con este proyecto, el país espera abordar un importante déficit en el balance energético. Argentina espera aumentar su producción de hidrocarburos y dejar de depender de las importaciones de energía que tienen un impacto en sus cuentas fiscales mediante un fuerte desarrollo de Vaca Muerta, una formación del tamaño de Bélgica que se encuentra en la Patagonia y contiene la segunda y tercera mayor cantidad de petróleo y gas […]
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La Secretaría de Energía y Minería, a través de la Subsecretaría de Hidrocarburos y Minería, puso en funcionamiento el Sistema Integral de Gestión de la Información Hidrocarburífera (SIGIH). Dicho sistema, desarrollado por la firma Eximo S.A. en el marco de la Licitación Pública N° 111/19, iniciada durante la gestión anterior, permite optimizar el trabajo del área a través de un sistema de vanguardia único en el país, que integra la información hidrocarburífera de la Provincia en un software que contempla requerimientos funcionales mediante 14 módulos, entre los cuales se encuentra la producción de petróleo, regalías, presentación de declaraciones juradas, gestión […]
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El pasado viernes, YPF confirmó que construiría el Oleoducto Vaca Muerta Sur, que conectará la cuenca neuquina con la costa atlántica de Río Negro, y un puerto petrolero para exportar el crudo. En agosto, la Legislatura rionegrina sentó las bases para el proyecto. En mayo, el Superior Tribunal de Justicia de la provincia rechazó una demanda de un colectivo de habitantes y organizaciones. No se habían aprobado los estudios de impacto ambiental pero ya se había anunciado la obra. Los demandantes llevarán el caso a la Corte Suprema. La petrolera YPF confirmó este viernes su próximo proyecto en torno a […]
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El reconocido fabricante de productos cementicios, Cementos Avellaneda S.A., y la empresa familiar líder en servicios de generación de energía, Industrias Juan F. Secco, se unieron para crear el Parque Solar Fotovoltaico de Cementos Avellaneda S.A. (CASA) ubicado en La Calera, a 72 kilómetros de la capital de San Luis.
Emplazado en un predio de 49 hectáreas con alto potencial para la generación fotovoltaica por su ubicación geográfica y condiciones climáticas favorables, el prometedor proyecto renovable cuenta con 46.800 paneles solares monocristalinos bifaciales y una capacidad instalada de 22 megawatts (MW) que evitará la emisión a la atmósfera de 22.600 toneladas de CO2 anuales.
Se trata de un verdadero desarrollo energético de vanguardia que posiciona a ambas empresas en las soluciones innovadoras con foco en la sostenibilidad.
SECCO fue adjudicado en el megaproyecto en diciembre de 2021. Durante todo el desarrollo estuvieron involucradas más de 240 personas y se requirió una inversión de US$ 25 millones.
El proyecto se encauza con el compromiso de ambas empresas, en acompañar el desarrollo de energías de fuentes renovables en nuestro país, así como el incremento de fuentes de empleo.
En base a esto, José Luis Maestri, director general de Cementos Avellaneda, afirmó que “la puesta en marcha del Parque Solar La Calera representa todo un hito dentro de los objetivos de sostenibilidad de nuestra empresa y nuestro plan de descarbonización a lo largo de todo el ciclo de vida de nuestros productos”. “Nos permitirá abastecer el 55% de la demanda eléctrica de nuestra fábrica con energía renovable generada en nuestro propio predio, lo cual reducirá nuestras emisiones de CO2 de manera equivalente a la cantidad absorbida por más de 300 mil árboles en un año”, indicó.
“Fue clave para el éxito de este proyecto, haber podido encontrar un socio estratégico como Industrias Juan F. Secco S.A., una empresa argentina con más de 80 años de historia y experiencia en el sector energético, que nos aportó todo su profesionalismo y compromiso”, agregó.
“Desde hace ya muchos años en SECCO apostamos por la generación de energía verde, especialmente por las de fuente solar”, explicó Georgina Balán, directora de Planeamiento Estratégico de Industrias Juan F. Secco. Y continuó: “Así lo refleja la gran cantidad de proyectos renovables que estamos desarrollando. En este puntualmente hemos encontrado en Cementos Avellaneda un aliado estratégico fundamental con quien compartimos los mismos valores de empresa y el compromiso con la concreción de un verdadero futuro sustentable”.
Cabe destacar que SECCO opera tanto a nivel nacional como internacional, con más de 1.500 MW de generación de energía y 225.000 HP en compresión de gas, instalados en 200 plantas y centrales.
A través de los servicios que brindan en cada rincón del país con más de 2.000 colaboradores, apuestan a la generación de energía sustentable trabajando con la última tecnología en proyectos solares, híbridos, de cogeneración y de aprovechamiento de biogás de diferentes orígenes (relleno sanitario, aguas servidas o desecho de animales).
También han sido pioneros en soluciones con almacenamiento de energía, siempre con el fin de ofrecer soluciones a medida de cada cliente.
Por su parte, Cementos Avellaneda es una empresa con más de 100 años en el mercado, dedicada a la fabricación y comercialización de productos para la construcción (cementos, cales, hormigones, pegamentos, morteros, pastinas y áridos).
Desde sus inicios y a lo largo del tiempo, ha contribuido con un aporte clave a la calidad de vida de los habitantes del país en la construcción de viviendas, carreteras, edificios, diques, aeropuertos, instalaciones industriales, todas ellas obras que brindan bienestar a las personas y dotan de infraestructura al país.
La compañía ha estado siempre comprometida con ofrecer productos de la más alta calidad y ha alcanzado estándares de excelencia mundial como resultado de la importante inversión en el desarrollo tecnológico, priorizando la sostenibilidad en cada fase del proceso productivo.
Ha invertido en modernas tecnologías para desarrollar sus procesos productivos de manera sostenible, disminuyendo la huella ambiental a lo largo de toda la cadena de valor, impulsando la economía circular a través del coprocesamiento y la protección y preservación del entorno natural a través de acciones de remediación y rehabilitación en sus yacimientos.
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, Redaccion EconoJournal
El sector energético argentino, en especial el de la exploración y explotación de petróleo y gas en toda la zona de Vaca Muerta, viene experimentando un crecimiento sostenido que, de acuerdo con todos los pronósticos, se profundizará en los próximos años. El contexto internacional, la inauguración del gasoducto Néstor Kirchner y la llegada de inversiones generan un ecosistema dinámico que demanda cada vez más bienes y servicios por parte de las grandes empresas. Frente al crecimiento y la alta inflación, el anticipo de cobro a través de la comercialización de facturas de crédito electrónica en una plataforma multibancos, es la opción que cada vez más Pymes están eligiendo.
Satisfacer ese nivel de demanda implica un desarrollo sostenido de la cadena de valor del sector, es decir, de las más de 2000 Pymes locales proveedoras de las grandes empresas de energía. La necesidad de proveer mayor infraestructura, logística, capacitación y bienes deberá estar acompañada de modernos instrumentos de financiamiento para el sector.
Las facturas de crédito electrónicas emitidas por las Pymes pueden ser negociadas como cualquier activo financiero en plataformas digitales que conectan a las pequeñas y medianas empresas con los bancos, quienes pujan por comprar esa factura con distintas propuestas de descuentos.
En base a esto, Pablo Sanucci, CEO y fundador de Invoitrade, plataforma líder en el mercado, explicó que “la FCE es sin duda una herramienta que empodera a las Pymes, porque los bancos van a pujar para comprar sus facturas, con tasas competitivas y visibles para todos”. “La factura de crédito electrónica y plataformas como la nuestra vienen a cambiar el paradigma del financiamiento Pyme en la Argentina, ya que hoy con sólo tener una cuenta en Invoitrade y subir la FCE a la plataforma, más de 10 bancos estarán ofreciendo efectivo al instante, sin riesgos a futuro y de manera transparente”, detalló Sanucci.
El gran beneficio de esta operación es que las Pymes pueden financiarse de manera transparente, dentro del sistema financiero y sin generar ningún tipo de deuda, a diferencia del sistema de endoso de cheques. Es decir, al no haber endoso en un cheque, la Pyme no asume ningún riesgo vinculado a la factura que negocia, logrando un financiamiento inmediato y sin riesgos.
Por otra parte, en Invoitrade los bancos y las empresas son puestos en pie de igualdad, ya que las entidades financieras no pueden discriminar las operaciones por el tamaño de la compañía oferente.
“Cuando una gran empresa acepta una factura de crédito electrónica, está fortaleciendo su cadena de valor. Porque le da la opción a su proveedor Pyme de, si lo desea o necesita, anticipar el cobro de esa factura dentro del sistema financiero y al instante. Sabemos que es un instrumento que está creciendo (en 2022 se descontaron más 43 mil millones de FCE mediante fintech y para 2023 se espera que el monto ascienda a 120.000 millones de pesos) y que va a sostener gran parte del crecimiento de las Pymes”, indicó Sanucci.
Se estima que 220 mil Pymes emiten mensualmente un volumen superior al billón de pesos en facturas. La FCE es un instrumento financiero oficial no demasiado popularizado hasta el momento, pero asociado a plataformas de acceso seguro y simple, iniciarán un nuevo camino en el mundo del financiamiento de la pequeña y mediana empresa argentina.
Es una herramienta que permite impulsar el financiamiento de capital de trabajo y mejorar la certeza de cobro para las MiPymes proveedoras de grandes empresas.
Es obligatorio para la MiPyME que facture a una Empresa Grande por una operación de compraventa de bienes, locación de cosas muebles, servicios u obra y el monto total sea superior o igual a $ 546.737.
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, Redaccion EconoJournal
Creamos Energía Estratégica, atentos a las necesidades de un sector que se proyectaba con gran expansión. Desde las primeras publicaciones realizadas en el mes de julio de 2013 mantuvimos como objetivo comunicar a diario las últimas novedades del sector energético renovable.
En el marco de nuestro 10º aniversario, renovamos nuestro compromiso con la promoción de la sostenibilidad energética a través de artículos y eventos de producción propia, informando objetivamente a todas las partes interesadas.
En la última década, pasaron gobiernos, crisis energéticas y hasta una pandemia. A pesar de aquello, seguimos realizando un trabajo con alto valor periodístico, siguiendo de cerca la expansión de una industria que no se detuvo frente a la adversidad.
El parque de generación renovable global continuó en sincero aumento durante estos diez años, de 1.566.487 MW en 2013 hasta 3.371.793 MW en el cierre del 2022, de acuerdo al informe “Estadísticas de capacidad renovable 2023”, publicado por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA, por sus siglas en inglés).
Esto significó nuevas inversiones, una mayor producción de electricidad “verde”, más empleo y oferta académica cada vez más especializada; lo que además repercutió en este medio, sumando una gran cantidad de suscriptores a nuestro newsletter de noticias, que alcanza en la actualidad los 90.000 envíos diarios.
Además, afianzamos una comunidad que sigue en ascenso en las distintas redes sociales. Estamos presentes en Linkedin, Facebook, Instagram, YouTube, Twitter y Threads; en ellas, nos eligen más de 100.000 usuarios entre nuestras cuentas de empresa principales y vinculadas.
Nuestra presencia en varios canales de comunicación llevó a que rompiéramos muchos récords de audiencia. Logramos artículos periodísticos que superaron las 200.000 lecturas y, tras embarcarnos en el mundo de los eventos, superamos en varias ocasiones los más de 5.000 espectadores simultáneos en línea y los 400 de manera presencial.
Aquello fue el puntapié inicial para estar más activos, producir un ciclo de entrevistas telemático con “Protagonistas” del sector energético, filmar documentales audiovisuales propios, y cofundar la plataforma de eventos Latam Future Energy, actualmente Future Energy Summit, para impulsar debates de alto nivel y sofisticados espacios de networking en plazas estratégicas de Latinoamérica y Europa.
Nuestro crecimiento no sólo se tradujo en números y lo celebramos con mucho entusiasmo porque también involucró potenciarnos personal y profesionalmente para sostener un trabajo de calidad al nivel de las exigencias de una industria disruptiva que innova constantemente en su tecnología, modelos de negocio y financiamiento para proyectos sostenibles.
Pero sabemos que aún queda mucho por hacer. La carrera por las cero emisiones netas no está terminada y acelerar la transición energética es responsabilidad de toda esta generación.
Nuestro alcance entrevistando presidentes, gobernadores, ministros, referentes empresarios y demás trabajadores del sector energético -todos, hombres y mujeres que confían en nuestro rigor periodístico para compartir primicias y su más detallado análisis- esperamos que repercuta favorablemente en brindar mayor transparencia y sentido de urgencia a nuevas inversiones en el sector energético.
Desde nuestro lugar, asumimos un rol como agentes de cambio ante las repercusiones que nuestro trabajo pudiera tener entre tomadores de decisión. Por eso, con profesionalismo, pasión y vocación de servicio, nos seguiremos capacitando, sumando nuevas herramientas y contactos estratégicos alrededor del mundo.
A nuestros lectores, patrocinadores, fuentes de información y aliados estratégicos muchas gracias por acompañarnos en este camino de crecimiento como medio de noticias internacional especializado en energías renovables y comprometido por la sostenibilidad del planeta.
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No hay dudas del potencial que tiene el hidrógeno verde en Perú como vector energético para mover vehículos eléctricos ligeros como coches y autobuses. No obstante, también empieza a estudiarse como alternativa a los combustibles fósiles para realizar trayectos de media y larga distancia por mar y aire.
Si bien el marco regulatorio en el país aún no logra modificarse en favor de las renovables, no cesan los esfuerzos de las empresas peruanas en seguir impulsando las energías limpias.
En el marco del evento Transporte Sostenible 2023 (ver transmisión), Edmundo Farge, CEO de Batech Energy, una compañía peruana especializada en la venta de equipamiento en subestaciones y centrales eléctricas, explicó cómo crece la industria del hidrógeno verde en Perú y las tecnologías que se usan para su implementación.
“En Perú hemos empezado con la energía renovable no convencional con el decreto legislativo 1002 en el 2008 y al día de hoy no hemos avanzado porque el Congreso nos ha rechazado el proyecto de ley. No obstante, se está haciendo mucho desde el sector privado para incluir el hidrógeno verde en transporte en el país”, afirmó.
“Tenemos un poquito más del 5% de participación de energías renovables y eso se explica por el esfuerzo privado que ha avanzado poco a poco con las subastas. Se busca que el 2030, tengamos una participación de 20% de energías renovables”, agregó.
Bajo esta premisa, el especialista destacó el trabajo que viene realizando el país con su planta de producción de hidrógeno para fertilizantes nitrato de amonio en Cachimayo. Además, reveló que cuentan con 32 MW de producción de hidrógeno a partir de la red eléctrica.
“Sabemos que tenemos un potencial enorme de energías renovables que totaliza los 489.8 GW. Esta cifra se compone por 136 GW de concentración solar de potencia, 260 GW de solar fotovoltaica, 20.5 GW de eólica onshore, 69.5 GW de hidroeléctrica, 0.9 GW de biomasa y , 2.9 GW de geotermia”, detalló.
Ante estos números, Farge señaló que como país se pueden desarrollar todos los sectores productivos con el hidrógeno haciendo electrólisis de cuatro tipos de tecnología: PEM (Proton Exchange Membrane), ALX (Membrana alcanina), AIEM (Membrana intercambio de aniones) y la HIT de alta temperatura.
“No todos los procesos van a ser rentables en el corto plazo, pero poco a poco según los subsidios y políticas energéticas se irán incorporando en otros procesos productivos como los vehículos de hidrógeno”, advirtió.
“Es posible que Perú triplique su generación de energía renovable para el 2030 y que se detone la industria del hidrógeno verde, pero para lograr ello hay que actuar ya”, añadió.
Mapa de proyectos de hidrogeno verde en Perú
Farge reveló uno por uno los hitos que se vienen desarrollando en el país en torno a la industria del vector energético.
“Perú está trabajando con muchos proyectos en carpeta. La Universidad Nacional de Ingenieria (UNI) ya está adquiriendo sus laboratorios de hidrógeno verde. Este año lo va a implementar con su tecnología AIEM y PYM de 165 kW y 6 kW respectivamente”, comentó.
Además, Enerside está apuntando a hacer un proyecto de factibilidad de 120 MW en el norte.
Por último, destacó que Batech está participando en la licitación internacional para ENAEX -Industrias Cachimayo para reemplazar 3 de sus 7 electrolizadores de 3.5MW cada uno.
La entrada Batech Energy revela la cartera de proyectos de hidrógeno verde que están avanzando en Perú se publicó primero en Energía Estratégica.
El gobierno de Argentina aprobó el Plan Nacional de Transición Energética al 2030 y los Lineamientos y Escenarios para la Transición Energética a 2050, que contempla las distintas medidas para descarbonizar el sistema energético y dar cumplimiento sobre el cambio climático conforme al Acuerdo de París.
¿Qué papel tendrán las renovables? Hacia el 2030 se proyecta no exceder la emisión neta de 349 millones de toneladas de CO2 para toda la economía, por lo que se buscará tanto reducir la demanda, como también más del 55% de participación de renovables en la matriz y alcanzar los 1000 MW de capacidad en generación distribuida .
Mientras que hacia el 2050, el gobierno prevé que las energías verdes represente entre el 70% y el 90% de la electricidad producida, aunque en ambos objetivos no sólo se incluyen aquellas consideradas en la Ley N° 27191, sino también las centrales hidroeléctricas mayores a 50 MW de potencia.
Por lo que sí sólo se toman aquellas tecnologías detalladas en el régimen de fomento de la Ley N° 27191, el porcentaje oscilaría en 30% hacia el 2030 y entre 53% y 59% de participación al 2050. Pero en este último caso, el documento señala que cumple las segundas NDC del país pero que “ninguno de los tres escenarios propuestos alcanza las emisiones netas cero de gases de efecto invernadero”.
Nueva capacidad a instalar
De acuerdo a los documentos, durante el transcurso de la corriente década entrarán en operación alrededor de 7548 MW renovables (sin incluir hidroeléctricas > 50 MW) y 140 MW de sistemas de almacenamiento por bombeo y baterías.
Y si a ello se le suma los 342 MW de generación verde para la producción de aproximadamente 30 ktHz de hidrógeno bajo en emisiones, las inversiones requeridas serán de MMUSD 86.642.
Mientras que el panorama hacia el año 2050 resulta más complejo, debido a que se consideran tres escenarios para el desarrollo sostenible del sistema energético del país y, en particular, para la incorporación de más proyectos.
Las inversiones necesarias en nueva potencia al 2050 oscilaría entre los MMUSD 101536 y 113679, pero tecnologías contempladas en la Ley N° 27191 y sistemas de baterías sólo serían entre MMUSD 32656 y MMUSD 34697.
“La generación eólica es la que en mayor crece en los tres escenarios, seguida de la hidroeléctrica y la solar. Aunque en términos porcentuales, la capacidad instalada de fotovoltaica crece mucho más que la hidráulica en los tres escenarios. Asimismo, hay un crecimiento en la biomasa y el biogás pero relativamente menor”, detalla el documento.
Pero también se debe destacar que se contemplan otros usos para las energías renovables no convencionales:
Reemplazo de gas natural: de 6072 MW (MMUSD 5200) a 43756 MW (MMUSD 37959).
Hidrógeno verde: 7991 MW (MMUSD 6678) a 32877 MW (MMUSD 19615) en pos de producir de 700, 1.540 y 2.880 ktH2.
Electrolizadores para H2: 4994 MW (MMUSD 2896) a 20548 MW (MMUSD 11930).
Por ende, si se suman todos esos factores, el país incorporaría entre 73,47 GW y 167,11 GW de nueva capacidad, por inversiones que rondarán entre MMUSD 116310 y MMUSD 183183, en el escenario más ambicioso.
La entrada Argentina define el rol de las renovables en su plan al 2030 y lineamientos al 2050 se publicó primero en Energía Estratégica.
El auge del nearshoring como respuesta a los problemas de la cadena de suministro que surgieron en los últimos años por la pandemia y los conflictos políticos internacionales como la Guerra de Rusia y Ucrania ha convertido a México en un punto de interés para numerosas empresas alrededor del mundo.
Además de ser vecino de Estados Unidos, es la puerta de entrada a América Latina por excelencia. Esta ubicación geográfica privilegiada hace que cada vez más compañías comprometidas con cumplir con los criterios ESG, inviertan en energías renovables en México .
Ante el fuerte potencial del país, el Gobierno Federal está buscando activamente formas de fomentar la inversión en el país a través de diferentes programas e incentivos fiscales.
De acuerdo a Von Wobeser y Sierra, firma legal de servicio completo que incluye prácticas corporativas, tributarias, de comercio internacional, un claro ejemplo de estos esfuerzos es el “Decreto que promueve la inversión en el Istmo de Tehuantepec” publicado en junio de 2023.
Este otorga importantes beneficios fiscales y facilidades administrativas a los contribuyentes que realicen determinadas actividades económicas en la región designada.
Las actividades incluyen la producción de energía limpia, electrónica, autopartes, equipos de movilidad, dispositivos médicos, farmacéutica, agroindustria, tecnologías de la información, entre otras.
Pueden participar del programa todos los contribuyentes, incluidos los residentes en México y las personas físicas o jurídicas extranjeras con establecimiento permanente en el país. No obstante, deben poseer un título de concesión vigente o ser propietarios de inmuebles dentro de los llamados «Polos de Desarrollo», así como tener allí su domicilio fiscal.
En este marco, la reconocida firma de abogados señala los principales beneficios del decreto:
Se otorga un incentivo fiscal equivalente al 100% del impuesto sobre la renta por las rentas derivadas de las actividades realizadas en los «Polos de Desarrollo» durante los tres ejercicios fiscales siguientes a aquel en que se obtuvo el certificado de elegibilidad. Para los tres ejercicios siguientes, el incentivo se reducirá al 50%, salvo que se superen los niveles mínimos de empleo, en cuyo caso el incentivo será del 90%.
Durante los seis ejercicios fiscales de aplicación del incentivo anterior, los contribuyentes podrán aplicar una deducción inmediata del 100% del monto original de la inversión en activos fijos nuevos utilizados para el desarrollo de actividades productivas en las zonas establecidas.
Se otorga un incentivo fiscal en la forma de un crédito fiscal equivalente al 100% del Impuesto al Valor Agregado a pagar por la enajenación de bienes, la prestación de servicios independientes o el otorgamiento del uso o goce temporal de bienes realizados con contribuyentes ubicados dentro mismo «Polo de Desarrollo» o en diferentes.
Según pudo saber Energía Estratégica, Alejandro Torres Rivero, socio de Von Wobeser y Sierra, destaca: «Estos beneficios son solo un ejemplo de los esfuerzos del gobierno para incentivar la inversión en el país, y se espera que se publiquen estímulos adicionales en los próximos meses, tanto a nivel federal como local”.
“Estamos preparados para ayudar a aprovechar los incentivos y facilidades administrativas que entrarán en vigencia en un futuro cercano, asegurando que sus inversiones sean lo más eficientes posible”, agrega.
La entrada Von Wobeser y Sierra destaca el potencial de las inversiones renovables en el Istmo de Tehuantepec se publicó primero en Energía Estratégica.
JinkoSolar, uno de los fabricantes de módulos solares más grandes e innovadores del mundo, ganó una licitación para venderle a China Huadian Corporation (CHD) 1 GW de los modelos de la serie Tiger Neo de alta eficiencia de tipo N.
Mientras que los paneles de tipo N más eficientes y fácilmente disponibles comparten porcentajes de eficiencia superiores al 21 %, los paneles de la serie Tiger Neo de JinkoSolar con núcleo en la tecnología TOPCon de tipo N tienen la clasificación de eficiencia más alta con un 22,95 % en condiciones óptimas. Con un coeficiente de temperatura de 0,29 %/℃, Tiger Neo supera a su competencia cuando la temperatura supera los 77 grados Fahrenheit.
La compañía multinacional ofrece a los consumidores tres series de modelos de paneles solares TOPCon tipo N bajo el nombre de Tiger Neo. El Tiger Neo de 66 celdas es la línea más reciente de la compañía que presenta clasificaciones de vatios más altas y una eficiencia ligeramente superior. Proporciona hasta 620 vatios con una eficiencia del 22,95 %, mientras que el panel residencial Tiger Neo de 54 celdas proporciona hasta 450 vatios con una eficiencia del 22,52 % y un coeficiente de temperatura de 0,29 %/℃.
Además de una mayor eficiencia, la degradación como LID y LeTID de TOPCon tipo N es mucho menor que PERC debido a las propiedades del proceso de dopaje y difusión. De acuerdo con los datos de comparación de seguimiento monitoreados y registrados de los proyectos existentes de tipo N y tipo P, la degradación inicial promedio de 12 meses de los arreglos TOPCon es de aproximadamente 0,5 %-0,6 %, mientras que la de los arreglos PERC es de aproximadamente 1,5-1,8 %.
El coeficiente de temperatura es otro factor crítico que acelera la adopción de los paneles TOPCon. Por cada grado Celsius que la temperatura del panel suba por encima de 25, la eficiencia del panel disminuirá en el porcentaje de calificación del coeficiente. Por ejemplo, Tiger Neo de JinkoSolar tiene un índice de coeficiente de temperatura de 0,29%/℃.
Cuando la temperatura del panel aumenta 10 grados centígrados (50F), lo que no es poco común bajo la luz del sol, su eficiencia disminuirá en un 2,9 %/℃, mientras que un panel de tipo P con un coeficiente de temperatura de 0,35 %/℃ disminuirá su eficiencia. eficiencia en un 3,4 %/℃, lo que significa un 17 % más de caídas. Esencialmente, produce menos energía cuando hace calor.
Con su alta eficiencia, alta generación de energía, factor bifacial optimizado, baja degradación y bajo coeficiente de temperatura, el modelo se está convirtiendo en la primera opción para el desarrollo de proyectos de servicios públicos, proyectos industriales y comerciales, así como para la azotea residencial.
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El Ministerio de Energía y el Ministerio de Hacienda de Chile lanzaron el Comité Estratégico para el Plan de Acción de Hidrógeno Verde, que tendrá como objetivo la concreción de la hoja de ruta y alcanzar acuerdos de consenso para el desarrollo de dicho vector energético.
“La idea es que se preserve en el tiempo y que este ejercicio encuentre un relato transversal, común para el país pero también represente las diversidades y los intereses regionales en esta industria”, señaló Diego Pardow, titular de la cartera energética del país.
“El H2V y sus derivados nos presentan la oportunidad de construir ciudades más limpias y una industria que sea un modelo para el mundo, pero también un motor de cambio para hacer las cosas distintas y mejores, donde podamos contribuir a la descarbonización del mundo y nuestro propio futuro”, agregó.
La particularidad del Comité Estratégico es que estará integrado por diversos funcionarios regionales y actores académicos, como también por nada más ni nada menos que Michelle Bachelet Jeria, ex presidenta de la República, y Juan Carlos Jobet, ex ministro de Energía y Minería.
Justamente, la ex mandataria de Chile agradeció el nombramiento como parte de esta comisión y remarcó la importancia y necesidad de mirar a largo plazo y que éste proceso “debe ser una política de Estado”.
“Con eso ya logramos ser líderes en lo que es transición energética, siendo una evidencia de ello la altísima penetración de energías renovables que tiene nuestra matriz hoy en día”, destacó Bachelet durante la presentación.
¿Qué iniciativas se prevén trabajar? Las autoridades nacionales del país dieron a conocer una serie de medidas, como la actualización regulatoria del hidrógeno verde, su incorporación como tipología al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) o el desarrollo de capital humano mediante programas de capacitación.
Además, está planteado crear un fondo créditos tributario-imputables al impuesto de primera categoría para inversiones con elevado efecto multiplicador, lo que incluye la dimensión “verde”, a la que podrán optar empresas que desarrollen proyectos de inversión productiva, promoviendo la transferencia de nuevas tecnologías y la descarbonización de la matriz productiva.
Mientras que en el plano regional, también se proyecta el fortalecimiento de capacidades de los Gobiernos gracias al apoyo del Banco de Desarrollo de América Latina CAF, principalmente en las regiones de Antofagasta, Magallanes, Biobío, Valparaíso y la zona Metropolitana
Del mismo modo, se destinarán más de 10 hectáreas fiscales para la producción del vector y sus derivados para suministrar la actividad minera de Antofagasta, con una capacidad de 20 MW de electrolizadores.
Incluso, entre los meses de julio y agosto, Bienes Nacionales espera autorizar tres concesiones que permitirán el desarrollo de dos proyectos en las comunas de Primavera, región de Magallanes y la Antártica Chilena, y Tocopilla, región de Antofagasta, proyectos que suman una potencia de aproximadamente 300 MW de electrolizadores.
“Se ve un interés muy importante de parte de los habitantes de esas regiones por participar de las decisiones que se tomen”, remarcó Pardow.
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El ex ministro de Economía Martín Guzmán analizó el impacto que tendrá el gasoducto Néstor Kirchner (GNK) en los próximos años y se refirió al mercado de exportación de Argentina y la producción de gas de Vaca Muerta. En diálogo con EconoJournal, consideró que “hay que industrializar todo el gas en la Argentina y sólo aquello que no se pueda industrializar debería ser lo que se tendría que exportar. La industrialización del gas genera divisas e implica sustituir importaciones y generar capacidad de exportación de otros productos que no son primarios”.
“Yo lo que quiero replicar es una industria competitiva, no que haya cinco que se queden con el excedente que esta industria genera, sino que se transforme en una industrialización que implique mejores salarios reales, trabajo”, sostuvo.
Asimismo, destacó el trabajo mancomunado entre el sector público y privado para construir el gasoducto. “Creo que el gasoducto es un ejemplo no común en Argentina de articulación público-privada virtuosa. Se puede trabajar en el país de una forma articulada entre el sector público y el privado y los distintos poderes tirando para el mismo lado”, indicó.
El ex ministro aprovechó además para responder a las críticas de Agustín Gerez, el gerente de Enarsa, quien lo acusó de haber paralizado durante 84 días la firma del decreto que puso en marcha la construcción del gasoducto. Guzmán sostuvo que lo dicho por Gerez es totalmente falso y que lejos de haber demoras, los procesos jurídicos y administrativos para avanzar con la licitación fueron en tiempo récord “El gasoducto Néstor Kirchner siempre fue una prioridad porque la energía es transformacional para el país”, aseguró.
–La inauguración y puesta en marcha del gasoducto Néstor Kirchner posibilita una mayor inyección de gas al sistema desde Neuquén. En base a esto, ¿qué cuestiones regulatorias y formulación de políticas públicas analiza teniendo en cuenta este escenario?
–La concreción de la construcción del gasoducto es una noticia muy positiva para la Argentina. Puede ser bien utilizado, bien regulado y transformador para el país en un conjunto de dimensiones. Primero desde lo productivo, segundo desde lo macroeconómico, es decir, desde la balanza de pagos y tercero desde lo fiscal. Desde lo productivo, lo primero tiene que ver con lograr que el precio de la energía baje. Esto es posible porque el gasoducto va a disminuir los costos de producción, dado que el sector gasífero se trata de una industria en donde hay economías de escala y, por lo tanto, el poder tener una mayor capacidad de transporte va a permitir mayor volumen de producción. Justamente, hoy la cuestión del transporte es uno de los principales cuellos de botella para el incremento de la producción. Los costos deberían caer. Y si esa caída en los costos medios de producción se traslada a una baja en los precios de la energía, esto significaría que toda nuestra industria podría ser más competitiva.
–¿Observa un escenario en donde eso no pueda ocurrir?
–El riesgo que existe cuando se conecta al país con otro y hay un bien o un producto transable en una región mayor es que se aplique lo que se conoce en economía como “la ley de precio único”. Por eso es importante regular el asunto de la exportación del gas en la Argentina. El gasoducto lo que hace es conectar el sur con el norte del país. Esto genera economías de escala y reduce los costos de producción porque tiene un impacto en la eficiencia del sector. Esto se da a causa de que hoy el norte y el sur no están plenamente conectados entonces cuando hay excedentes en una región no se puede transportar de una forma eficiente hacia la otra. El gasoducto aborda ese problema, pero a su vez también va a permitir mayor cantidad de exportación a Brasil y, con la reversión de gasoducto Norte también a Bolivia, en un contexto en donde la producción gasífera en ese país está declinando. Argentina necesita resolver ese problema del declino y eso se logra con el gasoducto más las obras complementarias. Respecto a la exportación hacia Brasil surge un interrogante sobre qué ocurre si el precio en ese país se ubica por encima del costo de producción de la Argentina y no hay regulación adecuada. En esa situación, cualquier productor podría plantear que para vender el gas en Argentina necesita tener al menos el mismo precio que tendría con un contrato con el sector privado brasileño. En ese caso, lo que podría ocurrir es que, en lugar de bajar el precio de la energía, esta suba. Eso es lo que hay que evitar. Por eso es tan importante la regulación en el uso del gasoducto.
–¿Cómo imagina esa regulación?
–Creo que un primer punto sería que el Estado debe ser el dueño del activo. Eso es algo que se ha realizado y que era parte de la diferencia de edición del gobierno actual, cuando yo estaba en el ministerio de Economía, respecto a las condiciones de licitación que se habían planteado en el gobierno anterior. Un activo estratégico como el gasoducto si fuese de propiedad privada o no fuera regulado de forma adecuada implicaría un cumplimiento de ley de precio único y eso afectaría a toda la cadena de producción porque el gas no es sólo un producto final, sino que es uno para el resto de la cadena productiva nacional. Teniendo el Estado la propiedad del gasoducto existen diferentes formas de regular su uso para que el precio local refleje las caídas en el costo de producción que se van a dar a nivel local, al mismo tiempo que se da un aumento en la escala de producción.
El mercado argentino tiene una característica particular y es que en el periodo invernal consumimos más y en el verano la demanda residencial cae por el calor. Ese swing entre invierno y verano es muy amplio. Por eso, cuando se ideó el Plan Gas, el objetivo de permitir exportaciones de gas a Chile de forma contraestacional apuntaba a aplanar la curva de producción. Pero siempre es el regulador (la Secretaría de Energía) quien marca cuánto se puede exportar. ¿Cree que este modelo funciona?
-Creo que hay que industrializar todo el gas en la Argentina y sólo aquello que no se pueda debería ser lo que se tendría que exportar. La prioridad debe ser la industrialización que es lo que agrega más valor y lo que más empleo y divisas genera en el país. La industrialización del gas implica sustituir importaciones y generar capacidad de exportación de otros productos que no son primarios. Además, creo que ese es el camino para aplanar la curva de demanda, la cual parece un camello deforme porque tiene dos picos, pero uno es más alto que el otro a lo largo del año. Lo que sería bueno para el país es que esa curva sea lo más plana posible, pudiendo utilizar el gas para mayores propósitos industriales. El camino para el aplanamiento de la curva es la industrialización.
Hay un proyecto de Profertil que implica el aumento de la producción de urea, es decir, de más cantidad de fertilizantes en un país que es deficitario en esos productos. Sin embargo, hace casi 10 años que no se lograr destrabar esa iniciativa. Lo mismo ocurre con otros proyectos que no logran materializarse. En este contexto económico parece difícil encontrar jugadores e inversión para industrializar el gas con proyectos de gran porte. ¿Cómo se puede revertir esta situación?
-Los fertilizantes son una oportunidad importante de industrialización. El gasoducto y las obras complementarias también lo son. Cuando proyectamos el gasoducto Néstor Kirchner, no se planeó de forma aislada, sino que hubo un planeamiento de infraestructura gasífera que incluyó otros elementos que deben avanzar al mismo tiempo como es el caso del gasoducto Mercedes-Cardales. La industria de los fertilizantes en la Argentina puede aumentar su participación y deberíamos trabajar de forma activa para lograr eso. Con el contexto de la guerra de Rusia y Ucrania una de las cadenas de valor de exportación que se rompió es la de los fertilizantes. Brasil sufrió mucho la imposibilidad de importar suficiente volumen y eso tuvo consecuencias sobre el resto de la cadena productiva. El continente necesita tener más resiliencia. Argentina tiene a Vaca Muerta y eso implica que el país puede escalar en la producción de fertilizantes, lo que beneficiaría a Argentina y a las cadenas de producción y comercio en todo el continente. Eso es un tema que a Brasil le importa. El caso de Profertil muestra los problemas que se dan cuando tenés un jugador extranjero que tiene un modelo completamente diferente y que no internaliza todos los derrames positivos que en la cadena de producción nacional implicarían poder escalar el nivel de producción. Es un tema que requiere mayor atención del sector, de la sociedad. Y eventualmente una posición más agresiva de YPF. El tema de los fertilizantes va más allá, requiere una estrategia nacional. Es una industria de las que más se podría desarrollar en función del crecimiento de la red de infraestructura de transporte del país. Lo mismo ocurre con la industria petroquímica en donde tenemos oportunidades importantes que fortalecerían al sistema productivo nacional.
–Usted afirma que uno de los riesgos es que ingrese un precio único del mercado brasileño en el mercado local. En la actualidad, lo que ocurre es que existe una resolución que fija un precio mínimo de exportación de gas hacia Chile. Ese precio hoy es superior al precio del Gas Natural Licuado (GNL). Por eso, lo que ocurre que a un generador o industria chilena le conviene gasificar GNL antes que comprarle gas a la Argentina. De hecho, hay productores que tienen pozos cerrados porque no pueden vender gas a Chile porque el precio de la Secretaría de Energía es demasiado alto. Si Vaca Muerta realmente posee una cantidad de TCF’s que no podríamos explotar por completo porque la ventana de tiempo es corta debido a la transición energética, ¿cuándo se regula de esta manera no existe el riesgo de que parte de la riqueza quede en el subsuelo?
–Eso sólo ocurre si regulás mal. No debería ocurrir si se regula bien. La regulación tiene que definir de forma apropiada los principios más que definir un valor fijo, precios determinados para la exportación. Los precios internacionales varían todo el tiempo. No es adecuado que una regulación sea excesivamente rígida. La regulación tiene que tener un conjunto de principios que permitan que cuando se aplique tenga un dinamismo desde el punto de vista de los parámetros que definen la relación de las industrias nacionales con el resto del mundo. La exportación de gas no es libre en Argentina, pero lo que ocurre es que se abre una oportunidad mayor y hay que prestarle más atención en el futuro. Creo que se está trabajando bien y que esté es un tema importante al que hay que ir mirando para que podamos concretar los objetivos que trazamos cuando se inició este proyecto del gasoducto.
–Algunos productores están tratando de avanzar con una agenda en la Secretaría de Energía que tiene que ver con que el gobierno les permita firmar contratos plurianuales de exportación porque hasta el momento son de hasta un año. Lo que argumentan es que hoy el problema del mercado del gas es la demanda y no la oferta, dado que no se puede producir más porque falta industrias, generadores o mercado para colocar ese gas. ¿Cómo analizar ese escenario?
–No hay que pensar en chiquito. Cómo definir los contratos de exportación es pensar en chico. Pensar en grande es industrializar el gas, y la Argentina tiene que empezar por ahí. Sólo los excedentes, lo que no podamos industrializar acá, es lo que habría que exportar. Creo que el conjunto de la política económica energética y la regulación debería definir incentivos para que en Argentina haya producción de fertilizantes, más industria petroquímica, nuevas industrias y recién los excedentes sean exportados. Ahora con la parte exportable está bien pensar en horizontes que permitan planear inversiones de forma tal que la escala de inversión sea mayor. Industrializar es generar divisas.
–¿Cómo sería posible articular el objetivo de corto plazo que consiste en tratar de conseguir la mayor cantidad de dólares a partir de la exportación de hidrocarburos como combustible o materia prima con un proyecto productivo de largo plazo para sumar más capacidad de industrialización del gas en el mercado local?
–La Argentina tiene que pensar en grande. No hay que sacar ventajas de corto plazo a expensas de un costo de oportunidad alto para un mediano plazo. Las condiciones que tenemos ahora en el sector energético no las teníamos hace 20 años. Vaca Muerta juega un rol transformacional. Considero que la recuperación de YPF fue un elemento fundamental para permitir que Argentina pudiera llevar adelante una estrategia de desarrollo del sector de otra envergadura. De hecho, el Plan Gas que llevamos adelante fue una iniciativa que hoy puede existir por el desarrollo de Vaca Muerta. El propio gasoducto fue pensado a partir del éxito del Plan Gas porque sabíamos que íbamos a tener un tema en cuanto a la capacidad de transporte. La realidad que vivimos hoy no la teníamos antes. Debemos apalancarnos en esta oportunidad. Pensaría en plazos que le permitan a la Argentina ocupar un lugar mucho más fuerte en las cadenas de valor globales.
–Este tipo de proyectos que menciona requieren de una inversión público-privada importante y de la generación de agendas globales con offtakers (compradores) internacionales. ¿Cómo se inicia la construcción de esa agenda en un contexto que tiene un montón de urgencias a nivel macroeconómica? ¿Es posible avanzar en esta crisis?
–Hay dos niveles de articulación. Uno es el público-privado nacional y el otro es el nivel de articulación de una política exterior alineada con un objetivo de desarrollo virtuoso de Argentina en donde tengamos un fortalecimiento, una mayor resiliencia en el paso que ocupamos en las cadenas de valor globales. Sobre el primer punto, yo creo que el gasoducto es un ejemplo no común en Argentina de articulación público-privada virtuosa. Todos los factores de poder de Argentina trabajaron de una forma tal que hoy vemos el resultado. En la primera etapa del ducto, cuando llegamos a la parte de la licitación y diseño de los pliegos, tuvimos un sector privado muy interesado en este proyecto, con jugadores claves de la estructura productiva de la Argentina que actuaron de una forma constructiva. Fue un diálogo muy virtuoso. Lo mismo se dio de forma transversal en los espacios políticos sobre este proyecto. En algún momento, cuando hubo dudas que la Justicia abordó, la investigación se hizo en tiempo récord. Es un precedente valioso que hay que tener en cuenta para el futuro. Se puede trabajar en la Argentina de una forma articulada entre el sector público y el privado y los distintos poderes tirando para el mismo lado. Hay otros niveles en donde es más difícil porque aparece el conflicto distributivo. Es más, ahora va a pasar con el tema de la exportación. Yo lo que digo es que lo que se debe exportar es el excedente y ese excedente debe poder repartirse en la sociedad. Yo lo que quiero replicar es una industria competitiva, no que haya cinco que se queden con el excedente que esta industria genera, sino que se transforme en una industrialización que implique mejores salarios reales. Y sobre ese punto no van a estar todos de acuerdo porque hay posibilidades de ganar y de perder. No en todo puede haber consenso, pero sí sobre la idea de actuar como un Estado Nación que construye condiciones para desarrollar industrias que son críticas.
–En su paso por el ministerio de Economía fue en contra de algunas narrativas que estaban instaladas desde lo político como por ejemplo lo referido a tarifas al señalar que buena parte de los subsidios eran pro-ricos. ¿No le preocupa que esta idea de pensar en un plan programático que industrialice el gas sea capturada por sectores que politicen lo que usted señala para defender una posición contraria a la exportación de gas y petróleo como sucedía hasta no hace mucho tiempo?
–Obviamente que puede ocurrir, pero no ayuda. Lo que se está hablando es cuál es el camino que más valor genera. A veces hay que mirar lo que en matemática se llama “curva de control óptimo”, eso es lo que pasa con esta industria en particular. No creo que nadie vaya a temerle a este debate. Es un tema sobre el que hay que discutir más en Argentina por la importancia que tiene para el desarrollo del país. Me gustaría que cada posible ministro o ministra de Economía se enfoque en la cuestión energética, en el plan para el desarrollo y que surjan más referentes ante la opinión pública sobre este sector porque uno puede pensar en la parte fiscal, en el esquema cambiario, pero la verdadera solución es el desarrollo productivo.
–La cuestión del transporte es uno de los cuellos de botella para el gas y para el petróleo. No obstante, en el caso del petróleo no está el debate acerca de la industrialización. Hay consenso en que hay un saldo exportable en la producción incremental que genera divisas rápidamente. También hay problema de transporte eléctrico. Es una agenda que se va invisibilizando por las urgencias que tenemos. ¿Qué es necesario para que estas obras se materialicen?
–Buena parte de eso se viene haciendo. Hoy el balance energético está mejorando. El año que viene va a ser mejor. La producción de gas también mejoró, como la del petróleo. El 2023 va a ser un año donde vamos a tener un resultado de la balanza comercial significativamente superior al del año pasado, no sólo por una mejor cosecha sino por una mejora en el balance energético. Está claro que la industria del petróleo y del gas son diferentes desde el punto de vista del alcance que pueden tener para el fomento de la industrialización, pero eso no quita que Argentina tenga que aprovechar todas las oportunidades que posee. En el caso de la infraestructura de transporte de petróleo también se viene trabajando fuertemente, se amplió la capacidad. Y esto tiene un correlato en la exportación y en la producción y lo va a tener de forma mayor en los próximos tiempos. Tiene, además, en esta cuestión de corto plazo versus mediano plazo el tema que la acción es más rápida, aunque la del gas tenga un potencial industrializador distinto. Son complementarias, no es que hay que apostar por una industria u otra. Argentina tiene que aprovechar todas las oportunidades que enfrenta, entendiendo que el mundo va hacia una situación donde hay una política sobre las emisiones de carbono más agresiva. Nuestro país necesita adaptar su estructura productiva y contribuir a la transición. Es una realidad hacia la que el mundo va. El país tiene que anticiparse para evitar un problema de falta de competitividad y de peores problemas de la balanza de pagos.
El gasoducto se pensó con un conjunto de obras complementarias sobre las cuales hay que seguir avanzando. Son importantes para que el GNK sea más efectivo. La presencia de Vaca Muerta llevó a una redefinición del esquema de infraestructura gasífera que Argentina necesitaba. El primer gasoducto en Argentina se construyó en 1947 en el gobierno de Juan Domingo Perón. Fue el gasoducto San Martín, que se realizó en una Argentina que era diferente a la actual, con un conocimiento de la disponibilidad del recurso del gas que también era distinto. Ahora necesitamos planear la infraestructura para la Argentina que tenemos y el desarrollo del recurso que poseemos hoy. Es importante desde la agenda económica pensar a la política energética.
–Cuando se habla de la agenda de transición siempre surge un debate sobre cuál es la mejor forma de transicionar desde la Argentina, no importando alguna receta de otro país. ¿Qué pilares observa sobre este objetivo?
–Cuando se piensa en la política pública de la Argentina se debe poner al país en el centro. La razón por la cual la adaptación de la estructura productiva de la transición energética global es importante es por una cuestión de intereses propios porque nos conviene hacer eso. Hay que cuidar el mundo y las reglas de juego globales tienen que ser tales que los incentivos sean que cuidar el mundo sea un resultado de equilibrio. Argentina tiene que hacer lo mejor que pueda. Esto establece una velocidad óptima sobre la cual la transición se pueda dar. Creo que el tema del gas contribuye. Tenemos recursos propios, nuestros vientos, la energía solar que nos ponen en un lugar favorable, pero el punto es que la tecnología la tienen los países avanzados. Lo que no quiero es una transición en donde estemos importando tecnología y bienes para simplemente producir a partir del recurso primario. Eso no me parece un camino bueno. Siempre hay que pensar a la industrialización en el centro de cualquier estrategia política económica porque los países que se industrializan son aquellos que pueden progresar más fuertemente. A la transición hay que pensarla también con una lógica de industrialización, incluyendo el tema de la minería y el litio. No hay que pensar sólo en extraerlo, sino también en industrializar el recurso. Hay que generar incentivos. El poder ejecutivo y el Congreso tienen que trabajar de tal forma que definan incentivos para la industrialización.
–Señaló que el 2024 se va a tener un mejor saldo comercial por las cosechas y las exportaciones, ¿cree que el flujo que se obtenga va a servir para tener mayor consistencia macroeconómica?
–En los últimos años hemos tenido el tema de que los superávit comerciales en parte fueron destinados a pago de deuda de las empresas en moneda extranjera y eso implicó una diferencia sustancial entre el resultado comercial y la acumulación de reservas. Pero desde el punto de vista del desarrollo de nuestro sistema productivo sí es importante que haya una perspectiva de mayor estabilidad en el frente cambiario. Para eso es importante acumular reservas. Hoy no es que todo el mundo está diciendo que la única forma es con una unificación de golpe, para nada. Tiene que haber avances en cuestiones que limitan la producción, como en el caso de la energía es la infraestructura, y mostrar un camino en donde Argentina genere una situación más sólida desde el punto de vista de las reservas internacionales. El propio desarrollo del sistema productivo genera eso.
–Respecto a YPF surge una cuestión ligada a cómo va llevando los precios relativos de los combustibles, que son el principal insumo que tiene la petrolera para financiar su plan de inversión, en un año signado por lo electoral y con mucha inflación. Un escenario probable es que YPF acentúe ese atraso de combustibles (este viernes se instrumentó una suba del 4,5%) y pierda capacidad de financiamiento. ¿Cómo cree que sería posible transicionar estos seis meses teniendo en cuenta que YPF es una herramienta importante para impulsar el desarrollo energético?
–Desde su recuperación, YPF ha sido un agente del cambio en la economía real. Lo que hemos vivido en los últimos años es una recuperación notable de la petrolera luego de la caída en la producción que tuvo la compañía durante el gobierno anterior. Cuando estaba en el ministerio de Economía también se presentaba la misma cuestión sobre cuáles iban a ser las fuentes de financiamiento de la inversión de YPF y un tema que fue sensible pero importante fue la restructuración de la deuda. Hace un tiempo hablé con uno de los directivos de ese momento sobre cómo podía explicar la fenomenal recuperación que estaba teniendo YPF y le consulté sobre cuál creía que era el principal factor y me dijo que era la restructuración de la deuda. YPF tuvo una recuperación de la actividad. Para adelante, el rol de la compañía va a seguir siendo muy importante. No miraría sólo una cuestión. No hay que ser unidimensional en los factores que pueden explicar el financiamiento para la inversión. Desde la industria va a haber todo tipo de lobby, siempre enfocado en la inversión en particular, que típicamente es el precio del combustible en surtidor. La realidad es que la inversión ha crecido, que el impacto en la producción ha sido muy fuerte y que esto tiene una consecuencia positiva para Argentina. Yo no dudo de que hoy se le sigue prestando atención al rol que juega YPF para la transformación productiva del país. No dudo que se hagan las cosas para que ese rol se pueda seguir potenciando.
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, Nicolas Gandini
SALLIQUELÓ.- El gobierno anunció que en 15 días lanzará la licitación para la reversión del Gasoducto Norte, una obra clave para abastecer el Noroeste Argentino (NOA) para el próximo invierno y reemplazar el gas importado de Bolivia, que viene en declino año tras año. Allegados a la Secretaría de Energía, que dirige Flavia Royón, señalaron a EconoJournal que el gobierno trabaja contrarreloj para encontrar un mecanismo regulatorio que viabilice la participación de empresas privados (productores de gas) en la ingeniería financiera de la obra. Pero aclararon que, en caso de no poder avanzar por esa vía, la reversión del Gasoducto Norte, que demandará un presupuesto total de unos US$ 750 millones y cuenta con un crédito aprobado de la Corporación Andina de Fomento (CAF) por US$ 540 millones, se solventará con dinero de Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Concretamente, indicaron que, si no se consigue que las petroleras financien el saldo faltante de la inversión, se apelará a dinero depositado en un fondo especial controlado por Cammesa que recaudó los ingresos provenientes de la exportación de energía eléctrica hacia Brasil en los veranos de 2022 y 2023. En esa cuenta se encuentran depositados unos US$ 200 millones.
Alberto Fernandez, Cristina Kirchner, Sergio Massa y Axel Kicillof, en el acto de inauguración de Salliqueló.
Al mismo tiempo, funcionarios del área energética indicaron, a su vez, que en septiembre también licitará el segundo tramo del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK). Se trata de dos obras fundamentales para ampliar la capacidad de transporte de gas en el país.
El anuncio corrió por cuenta del ministro de Economía, Sergio Massa, en el acto de inauguración del primer tramo del nuevo gasoducto troncal Néstor Kirchner, que une las localidades de Tratayén (Neuquén) con Salliqueló (Buenos Aires) y que permitirá evacuar la producción de gas de Vaca Muerta. Este primer tramo permitirá en los próximos días incorporar 11 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas al sistema de transporte. Una vez que entren en operación dos plantas compresoras en Tratayén (en agosto próximo) y Salliqueló (en septiembre). De ese modo, la capacidad de transporte desde la cuenca Neuquina aumentará 21 MMm3/d.
El acto político que encabezaron Alberto Fernández y Cristina Fernández de Kirchner se realizó en la planta compresora Saturno de TGS en el kilómetro 285 de la ruta provincial 85, en Salliqueló. Massa señaló que “ya no vamos a importar gas de Bolivia porque en 15 días licitamos la reversión del Gasoducto del Norte para que no sólo el norte argentino reciba el gas de Vaca Muerta, sino que, además, desde el norte podamos exportar gas a Chile y desde Bolivia podamos exportar al sur y el centro de Brasil”.
Massa remarcó que “la Argentina pasará de ser un país con déficit por tener que importar energía a ser un país con superávit de dólares en su balanza comercial porque estamos haciendo las obras que cambia definitivamente esa ecuación”. Además, indicó que “en septiembre vamos a llamar a licitación al segundo tramo del gasoducto que unirá Salliqueló con san Jerónimo para abastecer al Litoral argentino y para intentar exportar al sur de Brasil”.
Por su parte, Damían Mindlin, presidente de SACDE, que estuvo a cargo de la construcción de dos tramos del GNK en asociación con Techint, afirmó que «es una obra trascendental, con un exitoso trabajo conjunto entre el Estado y el sector privado, que servirá de ejemplo para el desarrollo de futuros proyectos”. Y agregó “Junto con Techint utilizamos nueva tecnología por primera vez en el país y brindamos más de 30mil horas de capacitación a trabajadores en oficios específicos. Todo ese conocimiento adquirido quedará para nuevas obras que son tan importantes como este gasoducto que se acaba de inaugurar».
En diálogo con periodistas, el presidente de Enarsa, Agustín Gerez, explicó cómo será la licitación del segundo tramo del Gasoducto Néstor Kirchner. “Está previsto que lo licitemos en septiembre. Será una doble licitación, ya que, por un lado, se va a licitar lo que es la parte de suministro de caños con financiamiento privado, que van a tener que aportar los oferentes. Como segundo paso, aplicaremos un conjunto de financiación, parte con entidades privadas que van a financiar el proyecto y, obviamente, también parte del tesoro”.
El titular de Enarsa subrayó que “tuvimos una excelente ejecución del tramo uno, vamos a tratar de replicar los principios y criterios que utilizamos en esta etapa que fue exitosa”.
Además, Gerez destacó que “la reversión del Gasoducto Norte es la más urgente porque tenemos que reemplazar el gas de Bolivia. La obra la tenemos prevista para inaugurar entre marzo y abril del año que viene». «Estamos viendo cómo calzamos los cronogramas con lo que es la entrega de caños”, concluyó.
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, Roberto Bellato
Por Santiago Magrone
El presidente Alberto Fernández, la vicepresidenta Cristina Fernandez, y el ministro de Economía, Sergio Massa, encabezaron en Salliqueló (Buenos Aires) la inauguración oficial del Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner – Etapa I, que parte desde Tratayen (Neuquén) y transportará gas natural producido en la formación no convencional Vaca Muerta, para ampliar la cobertura de la demanda interna residencial, industrial, y de generación de electricidad. También con vistas a un incremento de las exportaciones de gas en firme a países limítrofes con la Argentina.
El Presidente y la Vicepresidenta compartieron la apertura simbólica de la válvula de paso del gas en esa localidad bonaerense, que llega desde Tratayén luego de recorrer 573 kilómetros con un volumen inicial de 11 millones de metros cúbicos día, que escalará hasta los 20 millones de M3/día cuando entren en operación las dos plantas compresoras que completan esta etapa del proyecto gasífero.
Los acompañaron frente al ducto, el jefe de gabinete Agustin Rossi, el gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, y el presidente de la estatal Enarsa (a cargo de la ejecución del proyecto), Agustin Gerez.
Desde Tratayén, kilómetro cero del ducto, saludaron el gobernador neuquino, Omar Gutierrez, y quien lo sucederá en ése cargo, el electo Rolando Figueroa, quien puntualizó “el aporte de Neuquén” al país con sus recursos hidrocarburíferos.
Políticamente todo prolijo y medido, ya que el acto en Salliqueló continuó luego en un espacio cerrado, con la presencia también en el escenario del Jefe de Gabinete -compañero de fórmula como precandidato a vicepresidente de Massa- y del gobernador Kicillof, que va a competir por un nuevo mandato.
Los escuchó un nutrido auditorio integrado por gobernadores (La Pampa y Río Negro), directivos de las empresas constructoras del GPNK (Techint, SACDE, BTU) y de firmas proveedoras de materiales y equipos, representantes gremiales, intendentes de la zona atravesada por el ducto, y legisladores y funcionarios nacionales y provinciales.
El acto inaugural fue transmitido además por los medios públicos estatales en el contexto de celebración del Día de la Independencia.
ANUNCIOS DE MASSA
El ministro de Economía anunció, en la continuidad de la política de desarrollo de la infraestructura energética, que “en quince días licitaremos la ejecución del reversal del Gasoducto Norte” para incrementar la provisión de gas desde Vaca Muerta a la región norte del país, y exportar al norte de Chile, a Bolivia (revirtiendo el gasoducto Juana Azurduy), y desde Bolivia a Brasil, a través del gasoducto que llega a San Pablo.
Las enormes reservas de Vaca Muerta vienen así a suplir la merma en la producción de gas que registra Bolivia en sus yacimientos convencionales. Es decir que Argentina dejará de importar gas boliviano y pasará a suministrarle a Bolivia, incluso con la posible participación de YPFB en algunas áreas en VM.
En varios discursos se destacó que este ducto troncal posibilitará “un cambio en la ecuación energética y económica del país” no sólo porque se recuperará el autoabastecimiento sino por las exportaciones a nivel regional, y luego internacional por la vía de la instalación de plantas de conversión a Gas Natural Licuado.
Así las cosas, el país dejará también de importar fuertes volúmenes de GNL. De hecho, se hizo hincapié en la necesidad de un pronto tratamiento parlamentario de un proyecto específico de promoción de la producción de GNL que el Poder Ejecutivo le giró hace algunas semanas.
Otro importante anuncio formulado por Massa es que “en setiembre llamaremos a licitación para la construcción del segundo tramo (Etapa II) del Gasoducto (Presidente Néstor Kirchner) que se extenderá desde Salliqueló hasta San Jerónimo” (sur de Santa Fe).
La etapa I del GPNK fue financiada por el Estado Nacional. Una parte de lo requerido por el proyecto fue cubierto por unos 500 millones de dólares de lo recaudado por el “aporte” solidario de los tenedores de grandes fortunas, en base a una ley específica.
La etapa II del GPNK requerirá otro tipo de financiamiento y el gobierno está sondeando su posible obtención con Brasil (a través del BNDES) y con China.
La construcción de esta segunda etapa del gasoducto posibilitará incrementar el transporte del fluído hasta los 40 millones de metros cúbicos día.
Al respecto, en su alocución Cristina Fernández de Kirchner destacó también la intervención de YPF en el diseño de la traza del gasoducto, y mencionó puntualmente a Pablo González, presidente de la empresa de mayoría accionaria estatal, “porque queremos que el gas llegue pronto a zona del país interior que lo estan demandando”.
“Queremos exportar gas, pero también queremos más gas para los hogares argentinos, para las industrias locales, y que esta provisión sea a precios justos”, enfatizó la vicepresidenta.
El Ministerio de Ambiente autorizó a la petrolera Equinor a modificar la ventana operacional para la perforación de un pozo exploratorio en el denominado Proyecto Argerich, área de exploración de hidrocarburos localizada en la Cuenca Argentina Norte a 307 kilómetros de Mar del Plata.
Lo hizo a través de la Resolución 17/2023 de la Secretaría de Cambio Climático publicada hoy en el Boletín Oficial, que habilita a la firma noruega a realizar la perforación de un pozo exploratorio en el Bloque CAN_100, en el periodo comprendido entre el 15 de diciembre próximo y el 15 de junio del año que viene, momento en el cual se contará con un barco para tal efecto.
Una vez iniciado ese periodo, Equinor deberá informar a la Dirección Nacional de Investigación del Instituto Nacional de Investigación y Desarrollo Pesquero (Inidep), las fechas exactas en las cuales hará dichos trabajos a fin de evitar superposiciones con las tareas de una campaña ambiental.
Equinor junto a YPF y Shell, se encuentran asociadas en otras dos áreas (CAN_108 y CAN_114) ubicadas en la Cuenca Argentina Norte, zona en la que se cree que hay un gran potencial de presencia de hidrocarburos.
La secretaria de Energía, Flavia Royon, afirmó recientemente que el Proyecto Argerich podría tener el “el potencial de otra Vaca Muerta”, y sostuvo “puede significar para la Argentina exportaciones por aproximadamente US$ 20.000 millones, un impacto en el 3% del Producto Bruto Interno”.
“Estamos muy expectantes de los resultados que puede tener” luego de que se realicen “las tareas de exploración para poder confirmar que estos recursos efectivamente están”, señaló Royon.
Los estudios preliminares realizados por YPF consideran que podría existir un yacimiento con capacidad de producir 200.000 barriles de petróleo por día, casi 40% del petróleo que hoy produce la Argentina.
El área en cuestión, tiene similitudes geológicas con las costas de Namibia, lugar en el cual se realizaron importantes descubrimientos de hidrocarburos.
Según señalaron las autoridades de YPF en las audiencias públicas para analizar el estudio de impacto ambiental, los hallazgos podrían equivaler a todo lo que produce hoy en conjunto la petrolera.
En el bloque en cuestión, de 15.000 kilómetros cuadrados, las firmas tienen plazo hasta el año próximo para realizar las tareas de exploración, realizadas con buques especialmente diseñados para dicha tarea que cuentan con equipos de ultrasonidos.
Las señales emitidas por estos equipos rebotan en el fondo marino y generan imágenes 3D que son analizadas por geólogos y geofísicos para determinar cuáles áreas tienen mayor probabilidad de presencia de hidrocarburos.
Luego, una vez realizados las perforaciones en el subsuelo, se evaluarán los resultados para determinar la existencia de recursos y su viabilidad.
Los permisos de exploración del bloque fueron adjudicados en mayo de 2019 y comprenden a un total de 18 áreas costa afuera, en las cuales 13 empresas, en su conjunto, prometieron una inversión de US$ 724 millones.
En el caso de esta área, la misma fue originalmente adjudicada a YPF que luego firmó un acuerdo con Equinor –empresa con la cual posee diversos acuerdos en conjunto en Vaca Muerta y que tiene experiencia offshore en su país de origen y en Brasil, entre otros lugares-, mediante el cual cedió el 50% de su participación.
Posteriormente, en 2021, Shell entró como un tercer socio en la concesión con 30% de la participación, manteniendo YPF una participación del 35% y Equinor (operador del área) con el otro 35%.
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La primera etapa del Gasoducto Néstor Kirchner se extenderá a lo largo de 558 kilómetros con una inversión estimada en US$ 1.500 millones y unirá las localidades de Tratayén, en Neuquén, con Salliqueló, en el centro oeste de Buenos Aires, para luego en una segunda etapa extenderse hasta el sur de la provincia de Santa Fe.
Representantes del sector empresarial destacaron la importancia de la obra por el impacto que tendrá en ahorro de importaciones, que solo en 2022, arrojó un balance negativo en el balance comercial energético, de 6.633 millones de dólares.
El director del Centro de Estudios para la Producción (CEP-XXI), Daniel Schteingart, señaló a Télam que el gasoducto significará que “a mediano y largo plazo va a permitir que Vaca Muerta despliegue cada vez más su potencial”.
“El gasoducto va a ayudar, primero, a resolver el actual déficit energético a través de la sustitución de importaciones y, luego, nos posibilitará convertirnos en exportadores tanto de petróleo como de gas”, agregó el titular de Argentina Productiva 2030.
Por su parte, el CEO de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, aseguró que el hecho es “histórico para el sector energético” y que “con esta obra se comenzó a transitar el camino hacia el autoabastecimiento de gas”.
“El gasoducto va a ayudar, primero, a resolver el actual déficit energético a través de la sustitución de importaciones y, luego, nos posibilitará convertirnos en exportadores tanto de petróleo como de gas”, agregó el titular de Argentina Productiva 2030.
Por su parte, el CEO de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, aseguró que el hecho es “histórico para el sector energético” y que “con esta obra se comenzó a transitar el camino hacia el autoabastecimiento de gas”.
La obra en su primera etapa permitirá aumentar la capacidad de transporte en 24 millones de metros cúbicos (m3) de gas diarios para reemplazar la importación de combustibles y fortalecer el abastecimiento de usuarios y usinas de generación eléctrica que abastecen el Área Metropolitana Buenos Aires.
Cuando en abril del año pasado se iniciaron las obras, que se hicieron en tiempo récord, el presidente de Integración Energética Argentina (Ieasa), Agustín Gerez, dijo que el gasoducto “va a permitir a los argentinos acceder a la energía a precios competitivos”.
“Hoy se está pagando un gas que viene subsidiado por el Estado y tiene una incidencia fuerte por la coyuntura internacional. El GNL que compramos en barco, que se paga 30/35 dólares, al productor local se lo estamos pagando 3,5 dólares”.
Respecto al ahorro fiscal, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) estimó a Télam que la construcción del primer tramo Tratayén – Salliqueló permitirá “en el corto plazo” un ahorro en subsidios por US$1.000 millones anuales.
El Ente añadió que también generará un “impacto positivo en la balanza comercial energética, por menos importaciones y más exportaciones, que rondaría los US$1.800 millones al año, permitiendo mejorar los ingresos públicos de las provincias por más de US$100 millones al año”.
Por su parte, el investigador del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad (Ceepys), Martin Bronstein, aseguró a Télam que “es una obra estratégica para el país que se debía haber hecho hace tiempo y viene a resolver los actuales problemas de transporte” del fluido.
La obra permitirá “reducir las importaciones de gas natural licuado (GNL) que tanto le cuestan al país y, posteriormente, comenzar a exportar”, resaltó el especialista.
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El presidente Alberto Fernández, la vicepresidenta Cristina Kirchner y el ministro de Economía, Sergio Massa, participaron juntos de la apertura de la primera válvula del gasoducto Presidente Néstor Kirchner, en el marco de la inauguración del primer tramo de la obra, en coincidencia con el Día de la Independencia.
En la localidad bonaerense de Salliqueló, el jefe de Estado y la titular del Senado giraron juntos la válvula para abrir oficialmente el paso de gas, lo que fue un reencuentro tras más de un año sin verse cara a cara.
Fue la primera fotografía de unidad que protagonizan los integrantes del Poder Ejecutivo junto al precandidato presidencial de Unión por la Patria tras la oficialización de su postulación.
Del evento también participaron el gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, y el jefe de Gabinete y precandidato a vicepresidente, Agustín Rossi, en el escenario.
En las primeras filas también se ubicaron referentes de todos los sectores del oficialismo, como los albertistas Santiago Cafiero y Victoria Tolosa Paz, y los kirchneristas Máximo Kirchner, Eduardo “Wado” De Pedro, junto al otro precandidato presidencial de Unión por la Patria Juan Grabois.
Massa fue el primero en hablar y en su discurso agradeció al Presidente y a la vice, además de a los trabajadores y empresas argentinas que participaron en la construcción.
“Gracias al Presidente (Fernández) por seguir con este proyecto cuando el FMI nos pedía que lo frenáramos”, resaltó el titular del Palacio de Hacienda, que anunció: “Cuando hablamos de ahorro ya no vamos a importar gas en barco, sino que vamos a usar el de nuestro subsuelo. En 15 días licitamos el gasoducto reversal del norte”.
Según destacó, “Argentina va a pasar a ser un país de déficit de dólares a uno con superávit porque estamos haciendo las obras que cambian esa ecuación”.
Luego tomó la palabra la vicepresidenta, que primero apuntó a los empresarios, al hacer referencia a una frase contra la política que lanzó días atrás Eduardo Eurnekian.
“No se qué les pasa a los empresarios que en esos seminarios cuando se juntan entre ellos hacen concurso para ver quién dice la boludez más grande. Y es un gran empresario, tiene fuerte inversión en Santa Cruz”, señaló Cristina Kirchner.
La ex presidenta recalcó que “está mal generalizar y decir pavadas”, y subrayó: “Al FMI no lo trajo un político, era uno de ustedes lo trajo uno que es del bando de los empresarios”, al referirse al ex presidente Mauricio Macri.
En tanto, Cristina Kirchner dio una nueva muestra de respaldo a Massa y expresó: “Te hiciste cargo en un momento muy complejo, no arrugaste y eso siempre es bueno”.
“Hay que entender la función pública es 24 por 24, toda la libido debe estar concentrada en eso, no quiere decir que te salgan bien las cosas, pero si no le ponés empeño, seguro no te salen”, destacó.
El cierre estuvo a cargo de Fernández, que afirmó que es su último 9 de Julio como Presidente y, tras hacer un repaso de su gestión, evaluó que “cumplió” con el general Juan Domingo Perón.
Al hablar de las elecciones, sostuvo que “no todas las opciones son lo mismo” y subrayó: “Si gobernar es generar trabajo”, como decía Juan Domingo Perón, entonces ha “cumplido”.
“La decisión de hacer ese gasoducto fue una decisión tomada por nuestro Gobierno, por todos en nuestro Gobierno. Gracias a Dios que pudimos hacer este gasoducto con recursos argentinos, con empresas y trabajadores argentinos”, destacó.
“No me quejo, porque a cada problema que me encontré, como soy peronista, le puse el pecho y cada problema que tuvimos lo enfrentamos y lo solucionamos. Y así también digo con orgullo que llevamos 32 meses ininterrumpidos creando trabajo registrado y que se crearon en nuestra gestión más de un millón 100 mil puestos de trabajo. Si gobernar es generar trabajo, como decía el general, entonces, general, he cumplido”, finalizó Alberto Fernández.
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El ministro de Economía y precandidato presidencial de Unión por la Patria (UxP), Sergio Massa, agradeció al primer mandatario Alberto Fernández por la «decisión de seguir adelante» con el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) «cuando el FMI pedía que se parara», y a la vicepresidenta Cristina Kirchner por «el coraje de recuperar YPF» para el Estado.
Massa formuló estos conceptos durante la inauguración de la obra en el partido bonaerense de Salliqueló, donde anunció que en septiembre se licitará el segundo tramo del ducto, desde esa ciudad hasta San Jerónimo, en Santa Fe. Además, expresó «el orgullo de ser argentino» y aseveró que aunque «nos quieran condenar a ser un país dependiente, tenemos con qué construir soberanía».
«Frente a todos aquellos que plantean que Argentina es un país de frustración, fracaso, sin destino y sin futuro, hoy es uno de esos días que aparece en el alma el orgullo de ser argentino y saber que, aunque nos pongan obstáculos y nos quieran condenar a ser un país dependiente, tenemos con qué construir soberanía, patria, el futuro de nuestra Nación», afirmó el precandidato presidencial de UxP. Resaltó que el GPNK «tiene que ver con una mirada de largo plazo que van a disfrutar varias generaciones de Argentina» y rescató a quienes hicieron «el aporte solidario» que permitió su construcción.
«Agradezco a las empresas argentinas que cumplieron en tiempo y forma con los plazos, a los gobernadores, a los legisladores que votaron el aporte solidario (a las grandes fortunas) en el Congreso, a los autores del proyecto (los diputados) Máximo Kirchner y Carlos Heller. A los argentinos que aportaron con el aporte solidario vamos a mandarles una carta agradeciéndoles, porque el gasoducto aporta al desarrollo de Argentina. A los que no pagaron se perdieron la oportunidad de ser parte de algo que por 30 años los argentinos lo van a disfrutar», expresó Massa.
«El gas de Vaca Muerta nos va a permitir que el año que viene sea más barata la electricidad en Argentina, que las pymes puedan competir mejor, que podamos impulsar la distribución de gas en provincias que hoy todavía no tienen, como Corrientes y Misiones. Empezamos a recorrer el camino de Argentina vendiéndole al mundo sus recursos con valor agregado. Materia prima con trabajo argentino tiene que ser nuestro proyecto de país», afirmó Massa.
Ratificó además que la gigantesca tubería que trasporta el fluido a través de varias provincias es el «principio de cambio en la matriz económica y energética» del país. Y ponderó que ya no habrá necesidad de «importar gas en barco porque vamos a usar el gas de nuestro subsuelo», así como tampoco, dijo, se importará gas de Bolivia a raíz de que el «norte argentino va a estar alcanzado por el gas de Vaca Muerta».
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Secco proveerá energía eléctrica a partir de un parque solar fotovoltaico con una capacidad instalada de 22 MW y un total de 46.800 paneles solares bifaciales, que contribuirán al abastecimiento eléctrico de la planta industrial de Cementos Avellaneda.
El reconocido fabricante de productos cementicios, Cementos Avellaneda S.A., y la empresa familiar líder en servicios de generación de energía, Industrias Juan F. Secco, se unieron para crear el Parque Solar Fotovoltaico de Cementos Avellaneda S.A. (CASA) ubicado en La Calera, a 72 km de la capital de San Luis.
Secco proveerá energía eléctrica a partir de un parque solar fotovoltaico con una capacidad instalada de 22 MW y un total de 46.800 paneles solares bifaciales, que contribuirán al abastecimiento eléctrico de la planta industrial de Cementos Avellaneda.
Emplazado en un predio de 49 hectáreas con alto potencial para la generación fotovoltaica por su ubicación geográfica y condiciones climáticas favorables, el prometedor proyecto renovable cuenta con 46.800 paneles solares monocristalinos bifaciales y una capacidad instalada de 22 MW que evitará la emisión a la atmósfera de 22.600 toneladas de CO2 anuales.
Se trata de un verdadero desarrollo energético de vanguardia que posiciona a ambas empresas en las soluciones innovadoras con foco en la sostenibilidad.
Secco fue adjudicado en el megaproyecto en diciembre de 2021. Durante todo el desarrollo estuvieron involucradas más de 240 personas y se requirió una inversión de U$D 25 millones.
El proyecto se encauza con el compromiso de ambas empresas, en acompañar el desarrollo de energías de fuentes renovables en nuestro país, así como el incremento de fuentes de empleo.
“La puesta en marcha del Parque Solar La Calera representa todo un hito dentro de los objetivos de sostenibilidad de nuestra empresa y nuestro plan de descarbonización a lo largo de todo el ciclo de vida de nuestros productos. Nos permitirá abastecer el 55% de la demanda eléctrica de nuestra fábrica con energía renovable generada en nuestro propio predio, lo cual reducirá nuestras emisiones de CO2 de manera equivalente a la cantidad absorbida por más de 300 mil árboles en un año”, afirmó José Luis Maestri, director general de Cementos Avellaneda.
“Fue clave para el éxito de este proyecto, haber podido encontrar un socio estratégico como Industrias Juan F. Secco S.A., una empresa argentina con más de 80 años de historia y experiencia en el sector energético, que nos aportó todo su profesionalismo y compromiso”, agregó.
“Desde hace ya muchos años en Secco apostamos por la generación de energía verde, especialmente por las de fuente solar”, explicó Georgina Balán, directora de Planeamiento Estratégico de Industrias Juan F. Secco. Y continuó: “Así lo refleja la gran cantidad de proyectos renovables que estamos desarrollando. En este puntualmente hemos encontrado en Cementos Avellaneda un aliado estratégico fundamental con quien compartimos los mismos valores de empresa y el compromiso con la concreción de un verdadero futuro sustentable”.
Cabe destacar que Secco opera tanto a nivel nacional como internacional, con más de 1.500 MW de generación de energía y 225.000 HP en compresión de gas, instalados en 200 plantas y centrales.
A través de los servicios que brindan en cada rincón del país con más de 2.000 colaboradores, apuestan a la generación de energía sustentable trabajando con la última tecnología en proyectos solares, híbridos, de cogeneración y de aprovechamiento de biogás de diferentes orígenes (relleno sanitario, aguas servidas o desecho de animales).
También han sido pioneros en soluciones con almacenamiento de energía, siempre con el fin de ofrecer soluciones a medida de cada cliente.
Por su parte, Cementos Avellaneda es una empresa con más de 100 años en el mercado, dedicada a la fabricación y comercialización de productos para la construcción (cementos, cales, hormigones, pegamentos, morteros, pastinas y áridos).
Desde sus inicios y a lo largo del tiempo, ha contribuido con un aporte clave a la calidad de vida de los habitantes del país en la construcción de viviendas, carreteras, edificios, diques, aeropuertos, instalaciones industriales, todas ellas obras que brindan bienestar a las personas y dotan de infraestructura al país.
La compañía ha estado siempre comprometida con ofrecer productos de la más alta calidad y ha alcanzado estándares de excelencia mundial como resultado de la importante inversión en el desarrollo tecnológico, priorizando la sostenibilidad en cada fase del proceso productivo.
Ha invertido en modernas tecnologías para desarrollar sus procesos productivos de manera sostenible, disminuyendo la huella ambiental a lo largo de toda la cadena de valor, impulsando la economía circular a través del coprocesamiento y la protección y preservación del entorno natural a través de acciones de remediación y rehabilitación en sus yacimientos.
Las petroleras YPF, Axion y Shell, principales refinadoras y comercializadoras de combustibles del mercado local, ajustaron a alza los precios de las naftas y gasoils desde el sabado 8/7 en un promedio país del 4,5 por ciento.
Los nuevos precios de referencia en las estaciones de servicio de la marca YPF en la Ciudad de Buenos Aires son: Nafta Súper $ 204,6 el litro; Infinia Nafta $ 262,6; Diesel 500 (común) $ 219,8 y el Infinia Diesel $ 300 el litro.
En el caso de Axion, los nuevos precios en CABA son $ 219,7 por litro de Nafta Súper; $ 278,8 para la Nafta Quantium, y $ 317,9 para el Diesel Quantium.
Por su parte, Shell expende en estaciones de servicio de la CABA a $ 218,9 el litro de la Nafta Súper, $ 277,9 la Nafta V-Power; a $ 246,7 el Diesel Evolution (común) y a $ 318,2 el litro del V-Power Diesel.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad sancionó a la distribuidora EDESUR en $ 618 millones por incumplimientos en seguridad pública y en la calidad de servicio comercial.
A través de las Resoluciones ENRE 486 y 487/2023, el Interventor del Ente Regulador, Walter Martello, dispuso la sanción por un total de $ 618.068.429 con motivo de “incumplimientos en la calidad de servicio comercial y en materia de seguridad eléctrica en la vía pública”.
La Resolución ENRE 486 determinó una sanción a Edesur por 15.487.072 kWh (equivalente a $ 331.098.112) por incumplimientos en la calidad de servicio comercial respecto a inconsistencias detectadas en la facturación de consumos estimados y en la presentación de información solicitada por el ENRE según lo establecido en el reglamento de suministro y en el contrato de concesión.
Por otra parte, mediante la Resolución 487, se sancionó a la distribuidora con una multa de 13.423.000 kWh (equivalente a $ 286.970.317) luego de haberse verificado 1.481 casos con anomalías en materia de seguridad eléctrica en la vía pública, en instalaciones cuya operación y mantenimiento son responsabilidad de la empresa.
Para aplicar esta sanción, el ENRE tuvo en consideración los reclamos iniciados por las personas usuarias, los informes presentados por la concesionaria y los resultados obtenidos en las inspecciones efectuadas de oficio por personal técnico del Departamento de Seguridad Pública, señaló el Ente.
Al respecto de estas nuevas sanciones, el Interventor Martello, sostuvo que “el reclamo del conjunto de los usuarios resulta una herramienta fundamental, la cual nos permite seguir aplicando estas fuertes sanciones a las empresas”. Y aseguró que “desde el ENRE continuaremos trabajando con el objetivo de que las empresas distribuidoras cumplan con todas las obligaciones establecidas en el reglamento de suministro y en el contrato de concesión”.
* Por Juan Cruz Azzarri.
Con alguna demora, el Poder Ejecutivo de la Nación remitió al Congreso el proyecto de ley para incentivar el rápido desarrollo de la cadena de valor de la industria de producción de hidrógeno de bajas emisiones de gases de efecto invernadero.
Sin dudas se trata de un gran avance, pues es absolutamente indispensable que el país establezca un marco regulatorio adecuado para que inversores locales y extranjeros se decidan por Argentina, en medio de una gran competencia que se da entre los países de la región.
Dado que el proyecto de ley será sometido al debate legislativo, es oportuno remarcar algunas cuestiones que son claves para que el hidrógeno se transforme en una realidad en Argentina y no perdamos ante países vecinos que nos aventajan en la recepción de inversiones y, en algunos casos, en el clima de negocios. El texto de la ley y en consecuencia el régimen para radicar industrias debe ser muy atractivo, teniendo en cuenta las incertidumbres que existen siendo el hidrógeno de bajas emisiones una industria nueva que requiere del apoyo de los estados, ya que el driver para su desarrollo no es el precio sino la necesidad de avanzar con la transición energética.
Estos proyectos en muchos casos involucran montos muy elevados de inversión, con lo cual no parece ser alentador que se establezca un fee de ingreso al régimen de 1% del monto de inversión. En efecto, se estableció el 0,5% del monto total de la inversión como obligación de pago al fondo que el proyecto crea y que tiene como objetivo financiar iniciativas y proveedores. Asimismo, se fija otro pago de 0,5% para solventar la estructura de la Agencia de Hidrógeno que crea la norma y cuyas funciones limitadas (asesoramiento técnico) podrían ser asumidas por la autoridad de aplicación, que es la Secretaría de Energía, sin duplicar estructuras ni gasto público.
Pensemos que esto implica que un proyecto de US$ 1.000 millones se verá obligado, antes de comenzar con la obra, a abonar la suma de US$ 10 millones. Claramente, es un costo irrazonable que no existe en otros países de la región. Tengamos en cuenta que es un sector que recién inicia y que posee, por su novedad, un alto grado de incertidumbre. Si queremos que las inversiones lleguen a la Argentina, la ley debe ayudar a bajar costos, no a elevarlos.
Es positivo el establecimiento de un régimen de estabilidad fiscal como el que busca la norma, y que dicha estabilidad se fije al momento en que se presentó el proyecto ante la autoridad para su aprobación. Sería bueno establecer un único plazo de 30 años de estabilidad fiscal -que comenzará a correr desde la emisión del Certificado- y también sería conveniente incluir la estabilidad regulatoria en lo que sea factible para evitar cambios bruscos futuros de marcos normativos, situación que ha ocurrido en el pasado en nuestro país.
En lo que hace a derechos de exportación, aunque podría coincidirse en distinguir la alícuota según cuál sea el tipo de hidrógeno que se desarrolle (mejor alícuota para el contribuyente que menos gases de efecto invernadero emita) no parece conveniente establecer que una determinada alícuota (por ejemplo, 0% para la exportación de hidrógeno verde) solo será aplicable durante los primeros 10 años de vigencia de la ley. En todo caso, cualquier plazo debieraestar atado al comienzo de la explotación comercial del proyecto, pues de lo contrario es muy probable que dicho beneficio en la práctica no se aplique. Esto es así ya que la industria recién está dando los primeros pasos; el desarrollo de uno de estos proyectos toma años, la construcción toma otros más, con lo cual es posible que al llegar a los primeros 10 años de vigencia de la ley pocos proyectos hayan comenzado a exportar volúmenes considerables.
Debemos destacar la intención de otorgar ciertas garantías en materia cambiaria, permitiendo la libre aplicación del 50% de las divisas obtenidas en las exportaciones del proyecto; que si bien no es igual al deseable concepto de libre disponibilidad de divisas, es preferible a no tener ninguna. Ahora bien, dicho porcentaje de libre aplicación solo puede ser utilizado según el proyecto para el pago de capital e intereses de pasivos comerciales o financieros en el exterior, por lo que sería conveniente permitir también otros conceptos para su uso, como el pago de utilidades, dividendos o repatriación de inversiones directas de no residentes u otros proyectos asociados.
También debemos destacar como otro factor positivo el hecho de que dicho porcentaje de libre aplicación que no sea utilizado se pueda mantener hasta su aplicación efectiva en el exterior, ya sea en cuentas de corresponsales de entidades financieras locales o cuentas locales en moneda extranjera, en lugar de tener que ser repatriado y liquidado en el mercado local. Sin duda, esto ayuda a disminuir el riesgo del repago de los financiamientos que son necesarios para este tipo de proyectos.
Por último, debemos remarcar la necesidad de repensar el esquema pretendido de componente nacional que impone la ley. Claramente, si Argentina quiere liderar la industria del hidrógeno en la región, una imposición de porcentajes tan elevados como los dispuestos en la ley es posible que sea muy contraproducente a dicho objetivo. El país debe competir y ser mejor que otros para que sus proveedores puedan vender sus productos a su industria. Proveerlos a costos más competitivos y apertura gradual es el camino. Los financiamientos internacionales, especialmente los que provienen de ECAs (que suelen ser más baratos), por lo general requieren que los insumos utilizados en los proyectos sean de empresas del país de la ECA en cuestión. Por lo tanto, una exigencia tan grande como la que pretende la ley puede afectar la concreción de proyectos.
Para concluir este comentario, podemos decir que celebramos el envío del proyecto para su debate en el Congreso Nacional. Y sugerimos la necesidad de efectuar reformas importantes bajo la premisa rectora de que dicho proyecto debe facilitar las inversiones en una industria que es incipiente, compleja, de capital intensivo y que plantea desafíos a múltiples interrogantes. Pensemos que estamos compitiendo con muchos países para atraer inversiones. En definitiva, la futura ley:
• No debe dificultar las inversiones mediante requerimientos innecesarios como el componente nacional,
• Se debe evitar agregar costos como los porcentajes que pretende cobrar al inicio del proyecto y crear superestructuras estatales innecesarias.
• Siendo una actividad que requiere inversiones muy elevadas, el Estado debe controlar, pero no interferir en el mercado. Atraer fondos que no tiene, supervisar y no ahogar la iniciativa privada.
*Partner de Martínez de Hoz y Rueda (MHR).
La entrada <strong>Ley de Hidrógeno: buenas intenciones, pero ¿solución o problema?</strong> se publicó primero en EconoJournal.
, Redaccion EconoJournal
Características del Río Negro
El río Negro es un río de carácter alóctono, esto significa que es un río que recibe sus aguas en la naciente y luego carece de afluentes. Su caudal proviene básicamente de tres ríos con características distintas: el Limay, el Collón Cura y el Neuquén. El Limay toma sus aguas del lago Nahuel Huapi, por la característica naturalmente reguladora de los lagos, el caudal en este tramo del río es relativamente estable. Luego, el Limay recibe como afluente al Collón Cura, el cual drena una amplia cuenca con varios lagos menores. El Collón Cura aporta aproximadamente la mitad del volumen de agua que drena el río Negro y presenta significativas oscilaciones en el caudal. Por último, se suma el río Neuquén, este río drena una gran cuenca sin lagos, con suelos con escasa capacidad de retención de las lluvias y con fuerte pendiente, por lo tanto, las ocasionales lluvias torrenciales en la cuenca se traducen inmediatamente en crecientes. Toda la cuenca del río Negro recibe precipitaciones nivales y pluviales, siendo las últimas las que causan las crecientes más destructivas.
Sus crecidas y los proyectos para atenuarlas
Son históricas las inundaciones del río Negro, ya las sufrió Francisco de Viedma cuando fundó tanto la ciudad que lleva su nombre como Carmen de Patagones. Luego, 120 años después, están documentados los efectos de la gran inundación que se produce en julio de 1899, la cual destruyó a todos los poblados sobre el valle del río Negro: General Roca, General Conesa, Fuerte San Javier, Fuerte Pringles y Viedma.
Pronto comienzan los estudios para regularlo, ya en el año 1880, el ingeniero francés Alfred Ebelot, quién fuera contratado para realizar estudios geográficos escribía en Revenue des Deuxe Mondes: “Por el momento, como todo río montarás (de montaña) al cual no se le ha enseñado a ser útil, el río Negro no deja de tener sus inconvenientes y caprichos. Se desborda con violencia y durante largo tiempo disputará a los agricultores las partes más fértiles de sus orillas, aquellas qué enriqueció con su limo”.
Luego, en el año 1899, se contrata al ingeniero italiano César Cipoletti, para que “estudie el mejor y más conveniente aprovechamiento de las aguas de los ríos Neuquén, Limay, Negro y Colorado, para aplicarlas a la irrigación de los territorios que recorren”.
Las dos estrategias que planteó Cipolletti como para paliar el problema de las inundaciones eran la de hacer represas en las nacientes de los lagos de la cuenca, de manera de amortiguar los picos y la idea de desviar parte del caudal del río a las cuencas naturales que se encuentran en las márgenes del río Neuquén, particularmente a la Cuenca Vidal. Se emprende ésta última obra y ya en el año 1915 se logra aminorar el efecto de la inundación desviando parte del caudal desde el dique Ing Ballester a la Cuenca Vidal, en donde se formaría el lago Pellegrini. Sin embargo, esta obra no era más que un paliativo, y la solución sólo pudo alcanzarse con la construcción del complejo El Chocón-Cerros Colorados culminados en 1976 y 1978 respectivamente. Sin embargo, Cerros Colorados fue operativo para controlar a la inundación de 1972. Estas dos obras, son de vital importancia tanto para la regulación de las crecidas como para posibilitar el riego. Para destacar su trascendencia se puede destacar que la gestión de los niveles de los embalses Ramos Mexía (El Chocón) y las cuencas Barreales y Mari Menuco (Cerros Colorados) establecidos por Ley Nacional.
En el siguiente cuadro se observan los caudales en m3/s del río Neuquén antes y después del complejo Cerros Colorados y el desvío de aguas al lago Pellegrini y los caudales del Limay antes y después del Chocón y por último los caudales resultantes en el río Negro. Pese a que el río Negro es la suma de ambos ríos, se observa que el pico de la inundación no coincide con la suma de los picos de los ríos afluentes, ya que a medida que las aguas avanzan y ocupan el valle de inundación el pico disminuye.
Caudales de los ríos Neuquén, Limay y Negro antes y después de la construcción de El Chocón -Cerros Colorados
Cómo se puede observar, desde que comienza a ser operativo el control de las inundaciones por parte de El Chocón – Cerros Colorados los caudales máximos del río Negro son incomparablemente menores. Por ejemplo, aunque no hayan sido iguales, la creciente de 2006 podría ser comparable a la de 1899, sin embargo, el caudal del río Negro fue de aproximadamente 9.000 m3/s en el primer caso, destruyendo todo a su paso y de 1.817 m3/s en la creciente de 2006, por lo que no se produjeron daños significativos.
Los caudales de la creciente producida la semana pasada serían mayores o comparables a todas las crecientes citadas para el período previo a 1972 con la excepción de las de 1899 y 1945, sin embargo, los caudales erogados al río Negro son incomparablemente menores.
Desde esta simple descripción de los hechos podría parecer que todo el problema de las inundaciones está solucionado, lo cual está muy lejos de ser la realidad. Hoy gracias al Chocón más Piedra del Águila existe la capacidad suficiente para regular al rio Limay. Sin embargo, la situación es distinta para el caso del río Neuquén.
Como mencionamos al pasar cuando se describieron los primeros intentos de regulación del río Neuquén, se destaca una característica muy particular que es su cercanía con cuatro grandes depresiones naturales. La cuenca Vidal, utilizada desde principios del siglo XX para la regulación de las crecidas, la gigantesca cuenca Añelo y las cuencas Barreales y Mari Menuco. Éstas dos últimas depresiones sobre la margen derecha del río Neuquén fueron utilizadas en el complejo Cerros Colorados para el control del río. O sea, en Cerros Colorados, a diferencia de la obra de El Chocón o cualquier otro aprovechamiento para el control de inundaciones, se pudo evitar la construcción de una gran represa con su impacto en el valle del río, utilizando en cambio estas depresiones naturales. Por lo tanto, para esta obra se realizó una pequeña represa, Portezuelo Grande, que gracias a elevar unos metros el nivel del río permite derivar los caudales a la cuenca Barreales o seguir su cauce natural. Las capacidades máximas de derivación son 7.900 m3/s y 3.600 m3/s respectivamente, totalizando 11.500 m3/s. Hay dos serios problemas respecto a esta capacidad máxima: primero la dificultad de hacerla operativa y segundo la subestimación de las crecientes potenciales cuando se diseñó en la década del 60. Desarrollaremos a continuación estos puntos.
La capacidad de derivar 3.600 m3/s no resulta ser del todo operativa, ya que actualmente por el antiguo lecho del río se dejan correr caudales de entre 6 y 12 m3/d y sobre el resto del lecho ha avanzado la ocupación humana, impidiendo que se liberen volúmenes significativos sin causar grandes daños. Y un dato no menor, debemos recordar que el complejo Cerros Colorados se construyó antes que se descubriera el principal yacimiento del país, Loma La Lata (y Vaca Muerta, por supuesto), por lo tanto, la erogación de caudales significativos en Portezuelo Grande afectaría la cabecera de los principales gasoductos del país. Respecto a los caudales de diseño, se debe mencionar que Portezuelo Grande, como el resto de las obras del complejo, se realizó estimando la crecida decamilenaria que podría tener el río Neuquén. O sea, la crecida que estadísticamente se produciría una vez cada 10.000 años. Sin embargo, con las nuevas series de datos se estimó que la creciente para la que están preparadas las obras tiene una recurrencia mucho menor.
Como se observa en el cuadro, la creciente de 2006 se acercó peligrosamente al límite de la capacidad total de evacuación de la represa Portezuelo Grande. Para controlar dicha inundación se decidió operar la presa de Portezuelo Grande por sobre su nivel de diseño permitiendo derivar a Barreales 8.673 m3/s y al antiguo cauce 1.674 m3/s totalizando 10.347 m3/s. Demasiado cerca de los límites de diseño.
Durante la creciente de 2023 el domingo 23 de junio a las 22:00 precautoriamente se emitió un parte advirtiendo que se deberían liberar caudales por el antiguo cauce, pero eso no llegó a ser necesario.
Debido a las experiencias de las crecientes de 2006, 2008 y 2023 es imperioso realizar las obras para aumentar la capacidad de regulación del río Neuquén. El incremento de la capacidad de derivación de Portezuelo Grande no sería más que una solución parcial, la solución definitiva sería la construcción de la represa Chihuidos la cual permitiría limitar el pico de la creciente a la capacidad de derivación de Portezuelo Grande.
Descripción de las centrales en funcionamiento
Actualmente sobre el río Limay se encuentran en funcionamiento las represas de Alicurá, Piedra del Águila, Pichi Picún Leufu, El Chocón y Arroyito.
Describiremos brevemente a la central y en los casos en que sea relevante mostraremos la evolución de sus cotas de operación.
Primero se encuentra la represa de Alicurá, la cual tiene una potencia de 1.000 MW y un lago de limitada superficie, 65 km2, por lo tanto, esta central se utiliza de acuerdo a las necesidades energéticas careciendo de capacidad de atenuación de las crecidas.
Luego se encuentra Piedra del Águila, la central más potente con 1.424 MW. Como puede observarse se ha establecido el nivel máximo del embalse para poder controlar las crecientes invernales, luego explicaremos por qué este nivel es superado en tantas ocasiones.
Se puede observar en verde la cota máxima, en rojo la cota mínima, la línea punteada indica el nivel en 2021, la línea rayada el nivel en 2022, la línea negra gruesa el nivel en 2023 y la línea roja fina indica el nivel 2007, el resto de las líneas corresponde a los restantes años desde 2004. En todos los casos los datos se refieren al primer día del mes.
Pichi Picún Leufú con 261 MW de potencia se encuentra al pie de Piedra del Águila y es su embalse compensador.
El Chocón, con sus 1.200 MW de potencia y 816 km2 de superficie de embalse es la gran obra para la regulación del Limay. Como se mencionó la cota máxima y mínima está fijada por Ley Nacional. Ha habido años como el 2007 – 2008 en que se debió superar los niveles mínimos.
Debido a la importancia de estos dos embalses para la acumulación inter estacional del agua y la energía es que luego de 2008 se introduce el concepto de “Franja de Atenuación Conjunta” de crecidas. De esta manera se permitía acumular agua por sobre los límites superiores en el embalse de Piedra del Águila si existía capacidad adicional para retenerla luego en El Chocón.
Por último, en el Limay se encuentra Arroyito, el embalse compensador de El Chocón, con 120 MW de potencia.
Sobre el río Neuquén se encuentra la mencionada obra de desvío de Portezuelo Grande, que deriva las aguas a Los Barreales donde se regulan los niveles del río, y desde allí a la cuenca Marí Menuco y la restitución al río Neuquén, previo paso por la central de Planicie Banderita, de 480 MW de potencia.
Se puede observar la funcionalidad de la franja para atenuar las crecidas y la claridad con la que se observa la acumulación extraordinaria en los años 2006, 2008 y 2023.
Luego, sobre el río Neuquén se encuentra el embalse compensador de El Chañar, que carece de central hidroeléctrica y a continuación el dique Ing. Ballester que cumple funciones de riego.
Los efectos del cambio climático
Las represas del Comahue enfrentan, como consecuencia del cambio climático y la modificación del régimen de precipitaciones, un doble desafío: en primer lugar, desde hace años se están verificando caudales muy por debajo de las medias históricas, pero, por otra parte, y aunque parezca contradictorio, se presentan lluvias de carácter torrencial que ponen al límite la capacidad de regulación de las crecidas en el río Neuquén y, por lo tanto, en todo el río Negro. Esto se ve agravado por restricciones que impone el avance en el uso de la tierra sobre el valle de inundación.
Conclusiones
A nivel internacional las grandes represas hidroeléctricas tienen mala prensa. También a nivel local se las discrimina ¿Cómo es que se discrimina a una represa? En Argentina legalmente se considera energía renovable a la energía hidroeléctrica producida por centrales de menos de 50 MW de potencia. Años atrás lo eran sólo las centrales de menos de 30 MW de potencia. Resulta curioso…
Por otra parte, en el caso de las represas del Comahue no tienen ninguna relación con la propagación de enfermedades como puede ser el caso de los embalses tropicales, ni en la emisión de metano por la degradación de biomasa fenómeno que también ocurre en el trópico, ni se han ocupado tierras de cultivo, sino todo lo contrario, han permitido la expansión del riego.
Como hemos visto las represas de la zona del Comahue permiten la vida en todo el valle del río Negro. Y como también se ha mencionado en cambio, en el comportamiento del río Neuquén pone en riesgo la integridad de las obras y de la población. Es necesario tomar cartas en el asunto.
Luis Alberto Giussani
Economista
La Agencia Nacional de Petróleo (ANP) consignó que la producción de El Presal en mayo fue de 3,196 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boe/d) y correspondió al 77,8% de la producción brasileña.
A través de 144 pozos se produjeron 2.510 millones de barriles por día (bbl/d) de petróleo y 109,16 millones de metros cúbicos por día (m³/d) de gas natural. Hubo aumento del 5,9% con relación al mes anterior y del 12,7% en la comparación con igual mes del año anterior. La información está disponible en el Boletín Mensual de Producción de Petróleo y Gas Natural de mayo de 2023, que entrega datos consolidados de la producción nacional.
Ese mes se produjeron un total de 4.110 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boe/d), de los cuales 3.201 millones de barriles por día (bbl/d) de petróleo y 144.410 millones de metros cúbicos por día (m³/d) de agua natural gas. En petróleo hubo un aumento del 1,9% respecto al mes anterior y del 11,2% respecto a mayo de 2022. En gas natural la producción aumentó un 2% respecto a abril de 2023 y un 9,6% respecto a igual mes del año anterior.
Se esperan variaciones en la producción y pueden ocurrir debido a factores como paradas programadas de unidades de producción por mantenimiento, puesta en marcha de pozos, parada de pozos para mantenimiento o limpieza, inicio de puesta en marcha de nuevas unidades de producción, entre otros. Tales acciones son propias de la producción de petróleo y gas natural y buscan una operación estable y continua, así como un aumento de la producción en el tiempo.
USO DE GAS NATURAL
En mayo, el uso de gas natural fue del 97,1%. Se pusieron a disposición del mercado 51,22 millones de m³/d y se quemaron 4,14 millones de m³/d. Hubo un aumento en la quema de 6,9% con respecto al mes anterior y una reducción de 9,4% con respecto a mayo de 2022.
ORIGEN DE LA PRODUCCION
En mayo, los campos marinos produjeron el 97,7% del petróleo y el 86,6% del gas natural. Los campos operados por Petrobras, sola o en consorcio con otras empresas, fueron responsables por el 89,64% del total producido. La producción provino de 5.999 pozos, 500 costa afuera y 5.499 costa adentro.
CAMPOS E INSTALACIONES
En mayo, el campo Tupi, en El Presal de la Cuenca de Santos, fue el mayor productor de petróleo y gas, al registrar 835,37 mil bbl/d de petróleo y 40,61 millones de m³/d de gas natural. La instalación con mayor producción de petróleo y gas natural fue la FPSO Guanabara en el campo compartido Mero, con 170.583 mil bbl/d de petróleo y 10,82 millones de m´³/d de gas.
La Comisión de Legislación del Trabajo, que preside la diputada Vanesa Siley (FdT), debatió con ex trabajadores una variedad de proyectos de indemnización económica a los ex agentes de la Empresa Gas del Estado S.E y de la ex Empresa de Servicios Eléctricos de Gran Buenos Aires (SEGBA S.A.), que no se hayan acogido al Programa de Propiedad Participada (PPP), entre otras empresas del Estado.
Al respecto, la titular de la Comisión, diputada Siley expresó: “hemos convocado a una reunión informativa para “trabajar con todos ellos, luchadores históricos de un derecho que les fue negado hace alrededor de 30 años, que es el derecho al resarcimiento en base al programa de propiedad participada”. También informó que la Comisión solicitó un informe a la Oficina de Presupuesto del Congreso (OPC) para que “hagan una estimación institucional sobre todos los proyectos que estamos teniendo en consideración”.
En el inicio, Dardo Jara (ex trabajador Energía Eléctrica San Nicolás) agradeció la “nueva oportunidad a exponer”. “Nuestra historia empezó allá por el año 93 con el proceso de privatización por el cual nuestro país estuvo plagado por las privatizaciones que perjudicó al país y a nuestras ciudades”. “Los compañeros empezaron a reclamar por los PPT, luego vinieron varias iniciativas en Senado y esta Cámara y pedimos “por los compañeros que quedaron en el camino y por nuestros pedimos que se apruebe”, explicó.
En tanto, Jorge Galatti (SEGBA), calificó como “más que positiva esta reunión por las heridas abiertas que aún perduran”. “Hubo un plan de desguace con las privatizaciones, mientras empleados caían en la desocupación, los grandes grupos económicos tenían rentas extraordinarias garantizadas por ley en dólares, a partir de las empresas privatizadas que actualmente siguen fugando al exterior”. “Queremos que se nos salde la deuda”, sostuvo.
Héctor Jorge Barba (Empresa Encotel) contó que hace una “década se viene tratando este tema. Hemos perdido mucha gente en el camino, tenemos trabajadores en todo el país y la empresa nunca fue reconocida como tal, ni su gente tampoco. Tenemos 74 suicidios por este tema. Queremos la posibilidad de que se trate porque es hacer justicia y durante tres décadas seguimos siendo marginados”.
Jorge Peinador (Gas del Estado), comentó que “hemos sido estafados, a algunos no se les ha avisado de los PPT” y recordó que “en 2015 tuvimos media sanción y pasó a Senadores. Tuvimos una reunión con las autoridades de ese entonces y no nos fue bien, así que sepan de qué lado están y sabemos quiénes nos abren la puerta”. Y reflexionó: “que lo sepan los trabajadores cuando vayan al cuarto oscuro. La política de los ´90 nos llevó a este desastre, suicidios y compañeros que no pudieron reinsertarse al mercado laboral. Hoy tienen la posibilidad de reivindicar nuestros reclamos”, advirtió.
Los proyectos de los diputados Hugo Yasky (FdT), Juan Marino (FdT), Romina del Plá (PO-Frente de Izquierda), entre otros autores, sostienen que “es responsabilidad del Estado Nacional, a través del Congreso, reparar el daño causado a aquellos trabajadores que, pese a tener derecho a quedar incluidos en el correspondiente Programa de Propiedad Participada de la sociedad continuadora a la que fueron transferidos, resultaron injustamente excluidos por haber cesado su relación de dependencia en el período que se extendió desde el día 17 de julio de 1992 y la efectiva suscripción del respectivo acuerdo general de transferencia”.
Participaron, además, los trabajadores Jorge Imperiali (Empresa Petroquímica General Mosconi) y Rubén Ruiz (Empresa Gas del Estado).
La entrada Diputados analizó con invitados la reparación histórica para trabajadores de empresas privatizadas en los años 90 se publicó primero en Energía Online.
A pesar de que aún no se celebraron las elecciones Primarias Abiertas y Obligatorias (PASO) según todas las encuestas, Sergio Massa, Patricia Bullrich y Horacio Rodríguez Larreta, son los tres los candidatos con mayores posibilidades de acceder al sillón de Rivadavia el próximo 10 de diciembre. La puja electoral se dará en un escenario inusual: un apretado cronograma de vencimientos de la deuda externa, con escasez de divisas, un cepo que perdura desde septiembre de 2019, altísima inflación y un muy bajo nivel de salarios. Desde el punto de vista político, destaca un hecho inusual: el candidato del oficialismo es el actual ministro de economía, asunto que no tiene antecedentes en la vida democrática argentina
Las candidaturas para las elecciones presidenciales de octubre, ya están sobre la mesa, aunque aún falta dirimir en las internas quién será la cabeza de la coalición opositora Juntos por el Cambio, si la ex ministra de Trabajo de Fernando de la Rúa y de Seguridad de Mauricio Macri, Patricia Bullrich, en representación del macrismo o el actual Jefe de Gobierno de la ciudad de Buenos Aires, Horacio Rodríguez Larreta en representación del ala radical.
El frente Unión por la Patria, ex Frente de Todos, designó a un candidato de unidad que se imponía por el propio nombre de la coalición. La ultra pragmática Cristina Fernández de Kirchner, mediante una hábil verónica descolocó, tanto a la militancia propia como a la oposición, conjurando la intención de Alberto Fernández de imponer un candidato propio en las elecciones primarias, al ungir al actual ministro de Economía Sergio Massa como candidato de la coalición junto con el actual Jefe de Gabinete, Agustín Rossi como vice de la fórmula oficialista, un hecho sin antecedentes en la política local.
El dato descollante es que ni Massa ni Agustín Rossi pertenecen al riñón cristinista, lo que irritó sobremanera a la militancia más activa del kirchnerismo. Este hecho obligó a Cristina Fernández a “bajar línea” a la militancia que más se moviliza.
Quedan a la izquierda más extrema de Unión Por la Patria Juan Grabois, habilitado a recolectar los votos de la izquierda del peronismo.
Por su parte el excéntrico Javier Milei, va por los votos de la derecha rebelde, que no logró una alianza con el ala más dura de la coalición amarilla. No trascendieron los motivos de la imposibilidad del acuerdo, pero los rumores que circulan son alucinantes y los mencionamos más adelante.
Los sindicatos, con el perfil bajo que los caracteriza en estos casos, dieron el visto bueno y apoyaron al candidato del peronismo, al igual que los gobernadores, sobre todo quienes tienen trato diario y directo con el ministro Massa.
Promesas
Con excepción del actual ministro de Economía, los candidatos expusieron someramente sus promesas de campaña.
Patricia Bullrich, sin sorpresas desempolvó la recetas propuestas en su oportunidad por Mauricio Macri: “Demoler” el régimen económico de los últimos 20 años con “quita de retenciones al campo”.
“Si no dinamitamos el régimen de intereses en cuatro años estaremos repitiendo lo mismo” sostiene en cada oportunidad y prometió también salir del cepo cambiario “desde el día cero” una “descontaminación legal y normativa” y la revisión de 3.600 leyes, cambios y reformas clave de seguridad y empleo.
A pesar de sus gaffes en las cifras educativas, Bullrich insiste con la mano dura: terminar con bloqueos y piquetes para hacer valer “el imperio de la ley” con “control de la situación política”. Entre los asesores de Patricia Bullrich en materia económica se encuentran el ex diputado Luciano Laspina, el ex presidente del Banco Nación, Carlos Melconián y el ex ministro de economía Ricardo López Murphy.
Por su parte, el más visible de los asesores de Horacio Rodríguez Larreta,también ex ministro de Economía Hernán Lacunza, con posiciones metodológicas casi contrapuestas en lo monetario, sostuvo que “Los primeros 6 meses del próximo gobierno serán desafiantes, que es igual a difícil, pero no hacerlo lo será más aún y la inflación del año que viene va a ser de 300%. La gente se queda afuera cuando las cuentas no cierran, la economía ajusta siempre y terminan pagando los pobres con más inflación. El próximo gobierno tiene que comunicar un programa que permita que en un año se pueda volver a confiar en Argentina”.
Lacunza dijo también que “La dolarización es un atajo impracticable”, debido a que Argentina no dispone de un caudal importante de dólares y le sobran pesos. “Sin US$ 35.000 millones dolarizar es saltar a un precipicio”, expresó.
Pero sobre la reforma laboral, sí coincidió con Patricia Bullrich al considerar que “con estas reglas de juego no se puede generar empleo privado”.
“La economía no es sana con estos costos de entrada y salida. Los riesgos son desproporcionados con respecto a la inversión. De 10 personas que cruzamos en la calle 7 no saben que son los derechos laborales. La ley es obsoleta y hay que cambiar las reglas de juego. Los sindicatos lo saben porque pierden afiliados, tienen un universo cada vez más chico desde hace 15 años” señaló el potencial ministro de Economía en caso de que Rodríguez Larreta sea elegido presidente de los argentinos.
¿Quién es Massa?
De ahora en más resultará difícil separar al ministro de Economía y al precandidato a presidente. Nacido en 1972 en el distrito industrial de San Martín, hijo de un pequeño empresario de la construcción e inmigrante italiano, cursó estudios primarios y secundarios en el Instituto Agustiniano, de orientación católica. En el secundario comenzó a militar en la Unión del Centro Democrático, partido de corte liberal en lo económico y conservador en lo social, fundado por Álvaro Alsogaray en la década de 1980.
En 2001 contrajo matrimonio con Malena Galmarini, –actual directora de la empresa estatizada Aguas y Servicios S.A.– a quien conoció a instancias de sus suegros, Fernando “Pato” Galmarini y Marcela Durrieu (ambos dirigentes peronistas). Se mudó al partido de Tigre y se convirtió en simpatizante y dirigente del Club Atlético Tigre. La pareja actual de su suegro, es la ex vedette Moria Casán, a quien Massa llama cariñosamente “Mami Mo”.
Siendo intendente, y en plena campaña para las elecciones legislativas de Argentina de 2013, regresó a la universidad y cursó lo poco que le quedaba para recibirse de abogado, logrando asumir su banca en la Cámara de Diputados con ese título.
Massa se integró al peronismo por fuera de las estructuras partidarias a través de su partido Frente Renovador. Como intendente de Tigre, su buena gestión lo catapultó a la Jefatura de Gabinete durante el gobierno de Cristina. Casualidad o no, su antecesor en el cargo fue Alberto Fernández, dato que impresiona a los más esotéricos.
A pesar de provenir de las filas del liberalismo conservador, Sergio Massa ha tejido una estrecha relación con Máximo Kirchner, hijo de Cristina y Néstor Kirchner, uno de los principales gestores de la política interna del Frente de Todos.
La nominación de Massa trajo malas noticias a la oposición: los mercados y el gran empresariado le dieron el placet al ministro. Esto forzará a Bullrich y a Rodríguez Larreta a esmerarse en el discurso para atraer al electorado. Entre ambos tienen asegurados a los votantes antiperonistas, donde se subsume el kirchnerismo. No obstante el discurso de mano dura de “Pato” Bullrich, que condensa al elector del campo, sus antecedentes como ministra de De la Rúa y de Macri, constituyen una limitante para cierto electorado oscilante. Por su parte, Rodríguez Larreta puede mostrar una buena pero cara gestión en la Ciudad Autónoma y aunque cosecha las simpatías de cierto sector de la industria, en el interior lo perciben como un porteño unitario.
Según fuentes cercanas al ministro, Massa negocia con los formadores de precios un congelamiento voluntario por dos o tres meses, algo que preocupa a la oposición, porque una tendencia a la baja de la inflación podría ser determinante en la opinión de los votantes.
Los resultados de las elecciones desdobladas en las diferentes provincias vienen mostrando una tendencia desfavorable para el electorado de Juntos por el Cambio que ha decidido no cambiar la denominación. Como en Ayouma, la sorpresa de Córdoba –epítome del antikirchnerismo— puso en alerta roja a los amarillos, lo que dejó a sus dirigentes en silencio por varios días y a recalcular un nuevo discurso.
El peso de la deuda
A pesar de la alta inflación, la gestión como ministro de Economía, posicionó a Massa como candidato a la presidencia. El ministro tiene buenos contactos con el establishment local, pero también con el norteamericano. Claro que son los mismos contactos que le quitaron la silla a Guzmán a la hora de renegociar con el FMI una deuda de cuarenta y cinco mil millones de dólares de muy corto plazo de vencimientos, contraída por Mauricio Macri, a instancias del ex presidente Donald Trump.
El objetivo del veloz endeudamiento fue lograr la reelección, tal como lo reconoció públicamente Mauricio Claver-Carone, asesor senior de Asuntos Internacionales en el Departamento del Tesoro de los Estados Unidos y director ejecutivo del FMI, representando a los Estados Unidos en el Directorio Ejecutivo.
El problema con el FMI no es el peso de la deuda (73%) sino los plazos de vencimiento extremadamente cortos y la imposibilidad de un default con el organismo. El otro problema son las imposiciones del FMI en materia de política interna, en particular la referida a inversiones en infraestructura, gasto social y subsidios, que condicionan los manejos políticos del gobierno de turno. Una renegociación de la duda con el Organismo será uno de los temas centrales de la gestión del próximo gobierno, independientemente de su signo.
El pulso del mercado
Los números de la economía Argentina, con excepción de la inflación –que alcanzó un acumulado del 114,2% y el bajo nivel de salarios comparados en dólares– son positivos: aumento de la demanda de todos los productos y servicios, aumento de las ventas de vehículos, pasajes, transporte de cargas, combustibles, textiles, alimentos y turismo interno entre otros.
Según el último reporte de la Secretaría de Energía, la demanda de combustibles al público alcanzó en 2022 un nuevo récord, con más de 18.151.002 metros cúbicos, ubicándose como el volumen comercializado más alto de los últimos 12 años.
Durante 2022, las ventas de combustibles fueron las más altas de los últimos 12 años, con un crecimiento del 14,32% respecto del 2021 y 41,60% con respecto a 2020.
Según la Secretaría de Energía, las ventas de nafta Premium crecieron un 19,62%, seguido por el diésel Grado 3 (19,50%), la nafta súper (13,82%) y el gasoil Grado 2 (9,9%).
Durante 2022, YPF cosechó el 52,18% del market share, mientras que Shell participó con el 23,42%; AXION Energy con el 13,14% y Trafigura (Puma) se quedó con el 6,14%.
Según el INDEC, de todos los sectores de la economía, los servicios de agua, energía y combustibles, junto con alquileres, picaron en punta en mayo marcando un 11,9%.
El país exportó durante el 2022 casi US$ 3.900 millones en petróleo crudo, según el último informe de intercambio comercial del INDEC. Esto representa un aumento de las ventas externas de este producto del 109% respecto al 2021.
Además debe señalarse la reactivación del Oleoducto Transandino a Chile, la construcción del primer tramo del nuevo gasoducto que reducirá sustancialmente las importaciones de GNL y la inauguración del segundo tramo, todo esto está ocurriendo durante la gestión de Sergio Massa. Esta obra no la pudo concretar Macri a pesar de que todos los insumos (caños maquinaria, ingeniería) son de origen argentino.
Dicho sea de paso, hay malestar en algunos refinadores no integrados que ante un aumento de la demanda del mercado interno ven limitadas sus compras porque los productores piensan en la exportación y sólo estarían entregando lo pactado en los contratos. Ya elevaron su queja a la SE, que se limitó a responder que se trata de “un asunto entre privados”.
Seguramente en campaña se verá al ministro-candidato colocando el primer tramo de la extension del gasoducto Presidente Néstor Kirchner que irá desde Salliqueló hasta San Jerónimo, lo que permitiría aumentar la oferta de gas natural reduciendo prácticamente a cero las importaciones de GNL. Los subsidios no serán ajenos a la discusión. En este punto todos coinciden que se debe eliminar ese lastre del tesoro.
Frente externo
Visto desde el sector energético estos hechos explican, en parte, que a pesar de la alta inflación, Massa es un candidato con probabilidades de ganar. La inflación se duplicó durante el gobierno de Alberto Fernández y ya se había duplicado durante el gobierno de Mauricio Macri, quien sostuvo que era muy fácil resolverla, por lo que seguramente el eje de campaña se basará en la continuidad de las actuales políticas económicas: el freno a la inflación es de interés de la mayoría de los argentinos.
Como funcionario, Massa despliega una muy intensa actividad, toma decisiones y a pesar de sus contactos con EEUU, la relación no parece estar funcionando del todo bien, ya que hay roces permanentes con el Departamento de Estado; no sólo por la deuda, también por la aceitada relación que tiene con China y los Brics.
El discurso de atraer capitales estará a la orden del día, a pesar que desde el exterior, sólo China ha ofrecido fondos concretos para obras de infraestructura con repago de largo plazo. La necesidad tiene cara de hereje: la vieja política de la zanahoria o el palo estaría llegando a su fin, China tiene todas las zanahorias mientras que la Unión sólo estaría ofreciendo el palo.
A pesar de los bajos salarios de la Argentina en comparación con los de la región, el famoso “costo laboral” argentino que el empresariado recalca permanentemente, los grandes anuncios de inversión no han sido más que humo, como por ejemplo el proyecto de la australiana Fortescue.
La firma había anunciado en 2019 una inversión de US$ 8.000 millones y que en un año estaría funcionando el primer parque eólico destinado a la producción de hidrógeno para exportación. Nada de eso ha ocurrido, no obstante la compañía viene adquiriendo derechos de uso del espacio aéreo en la Patagonia de muy grandes extensiones.
El plan a seguir
Como vemos, la puja electoral se dará en un escenario inusual: un apretado cronograma de vencimientos de la deuda externa, números de la economía en alza, altísima inflación, nivel de salarios bajo y un ministro de economía como candidato al sillón de Rivadavia.
Como contrapartida, hay otras expectativas: se espera una marcada reducción de las importaciones energéticas y también lluvias reparadoras que permitan un aumento sustancial de la producción agrícola. Ambos factores podrían mejorar sustancialmente la caja del Tesoro.
La oposición aún no ha hecho promesas formales de campaña, más allá de las consabidas recetas de ajuste, austeridad y reducción de la emisión monetaria. En este rubro se destaca claramente Javier Milei, que capta la atención de la juventud rebelde y antisistema con promesas de campaña propias de un personaje de Ray Bradbury.
A propósito del despeinado candidato, en las más altas esferas circula un rumor que estremece: Javier Milei sería una pieza más en el ajedrez de la mayor estratega de la política argentina.
El ascendente candidato –se habla de un 20% del electorado a nivel nacional– estaría siendo financiado desde hace años por un rico empresario allegado a la vicepresidenta, y cuya fortuna se originó en la industria textil, todo con el único objetivo de mermar a la masa de votantes de Juntos por el Cambio, capturando la voluntad electoral de los más armígeros. Pero el radio de acción Milei estaría limitado por una serie de contratos y carpetas que de hacerse públicos fulminarían su figura.
Esto podría explicar los errores forzados de su estrategia, que dejaron al desnudo la idea de una enorme incapacidad para construir poder a nivel nacional.
“Pensábamos que podría `morder` a la derecha entre un 4 y un 8%, nunca nos imaginamos que llegaría al 20%” confió una fuente muy cercana al núcleo duro del Frente de Todos.
Ese fantasma inextinguible
Como señaláramos, el próximo presidente, sea cual fuere, estará condicionado/a por el enorme peso de la deuda externa. El recorrido político será muy intenso: desde adentro se presiona para una renegociación de la deuda –todos los precandidatos coinciden en la cuestión— lo que implica que el país deberá adoptar una postura fuerte en el plano de las relaciones internacionales.
La inflación será, sin dudas, el principal objetivo a demoler. Por tratarse de un fenómeno multicausal, varios factores convergen en la olla donde se cocina la histórica inflación la que en el imaginario popular se atribuye a la emisión monetaria. A esta altura –y al igual que el dólar o el euro- queda claro que confluyen otros ingredientes, como la escasez de divisas, el déficit fiscal y la puja distributiva.
Este último punto es de la máxima sensibilidad peronista. El bajo nivel salarial genera una potente puja distributiva que tiene por un lado a los trabajadores altamente organizados y politizados y por el otro, a la reacción del empresariado que se manifiesta inveteradamente en el alza de precios y con mayor vigor en los sectores concentrados y no regulados.
A esto se suma la clásica bimonetariedad de la economía, que si bien requiere de dólares para la importación de insumos para la industria, paradójicamente también los demanda para transacciones que no tienen a la divisa como insumo, como es el caso de la construcción.
En los últimos 60 años se probaron todas las fórmulas y combinaciones de gobiernos y métodos posibles y ninguna tuvo resultados duraderos. De hecho la convertibilidad logró contener la inflación sólo un tiempo y terminó cuando la olla explotó en 2001.
Este es parte del panorama en que se desarrollará la campaña hacia diciembre. Resta esperar las propuestas concretas y los debates de los candidatos que convenzan a las mayorías que en general tienen intereses contrapuestos.
La Comisión Europea busca salir del Tratado sobre la Carta de la Energía (TCE), después de que varios miembros lo abandonaran por los costosos acuerdos judiciales con empresas petroleras y gasíferas, según el Financial Times.
El Tratado sobre la Carta de la Energía (TCE), creado en 1994, pretendía proteger las inversiones transfronterizas en el sector energético.
El Tratado cubre todos los aspectos de las actividades relativas a la energía incluyendo extracción, refinamiento, almacenamiento, producción, transporte, comercio, tránsito, inversión y venta (artículo 1 del tratado). El Tratado es legalmente vinculante, inclusive las disposiciones sobre resolución de conflictos.
Originalmente, el proceso de la Carta de la Energía buscó incrementar las inversiones en materia de energía de las compañías occidentales en los países de la ex Unión Soviética y los países de Europa Oriental al final de la Guerra Fría. El Secretariado Internacional de la Carta de la Energía describe que la misión actual de la Carta de la Energía se extiende más allá de la cooperación Oriente-Occidente y busca promover los principios de apertura de los mercados globales de energía y no discriminación comercial a través de instrumentos legales vinculantes para estimular la inversión extranjera directa y el comercio transfronterizo a nivel global.
Para la UE el tratado es inapropiado ya que se trata de una herramienta de la industria de los hidrocarburos para combatir los planes de reducción de emisiones de los gobiernos y, además, protege los intereses de la industria hidrocarburífera
La Comisión Europea, el brazo ejecutivo del bloque, había defendido anteriormente una versión modernizada del tratado que habría detenido las disputas internas en la UE, y una reducción de una “cláusula de extinción” que protege las inversiones.
El pacto se diseñó a principios de la década de 1990 para animar a la industria hidrocarburífera occidental a invertir en los antiguos Estados soviéticos, prometiendo un tribunal de arbitraje independiente si los acuerdos no salían bien.
“Francia dejó el tratado, que era un paso importante exigido por muchos y por el que hemos estado trabajando”, dijo el presidente Emmanuel Macron a principios de este año, señalando que la pertenencia al TCE era incompatible con “recortar las emisiones de carbono hasta 2030 como se pide en los acuerdos de París.”
Italia se retiró del tratado en el 2015, aunque sigue vinculada por una denominada cláusula de extinción. Mientras que Francia, Países Bajos, Polonia, España y Bélgica habían estado presionando para que el bloque saliera como uno solo.
Alemania también ha anunciado sus planes de retirarse del TCE, que entrarán en vigor este mes de diciembre, y Polonia también abandonará el tratado a finales de este año.
El proyecto de Promoción del Gas Licuado (GNL) comenzará a ser tratado este martes durante una reunión conjunta de las comisiones de Energía y Combustibles, y Presupuesto y Hacienda, en la que expondrá el presidente de YPF, Pablo González.
El encuentro fue convocado por el titular de la Comisión de Energía y Combustible, Santiago Igon, y se realizará desde las 15 en el segundo piso del Anexo “C” del Congreso Nacional.
El proyecto declara de “interés público nacional” la licuefacción de gas natural con destino a la exportación.
Este será el primer paso en la discusión de este proyecto que resulta de vital importancia para el sector energético y en especial para YPF que pretende instalar una planta de licuefacción para la producción de GNL junto a la empresa malaya Petronas.
Para este objetivo YPF ya había firmado un memorándum de entendimiento con la firma extranjera, que contempla una inversión primaria de US$10.000 millones, según consignó la agencia Noticias Argentinas.
Por otra parte, la ley busca dar un marco jurídico para las inversiones que se realicen en el sector. El texto de la norma señala que establecer un marco regulatorio en el país permitirá “no solo satisfacer la demanda doméstica, sino que también generará saldos para ser exportados mediante la cadena de valor de la industria del GNL, entre otros, lo que provocará el consiguiente ingreso de divisas para el país”.
“El mundo está requiriendo de manera creciente energía y, en particular, el gas natural licuado se presenta como un combustible intermediario de la transición energética a nivel mundial”, plantean los considerandos de la norma.
Los objetivos planteados en el proyecto son:
* Incentivar el desarrollo de toda la cadena de valor del GNL, así como la industria de bienes de capital asociada a ella, con el fin de fomentar el establecimiento de polos productivos y la generación de empleo.
* Propender a la mejor operación de la industria del GNL, garantizando la totalidad de las etapas de la actividad, como asimismo la igualdad de oportunidades y el libre acceso al mercado.
* Promover la inversión nacional y extranjera directa para desarrollar la industria del GNL.
* Promover la integración del capital nacional e internacional, en alianzas estratégicas dirigidas a la producción y exportación de GNL y sus actividades asociadas.
* Incorporar nuevas tecnologías y modalidades de gestión que contribuyan al mejoramiento de la producción de GNL y sus actividades asociadas y la promoción del desarrollo tecnológico
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Transportadora Gas del Norte (TGN), que opera más de 11.000 kilómetros de ductos en todo el país, creó la firma Gasoductos Vicuñas, una nueva empresa desde donde planea desarrollar un ducto para abastecer los proyectos mineros del Noroeste del país con gas de Vaca Muerta. El proyecto depende del avance de las obras de reversión del Gasoducto Norte, clave para que el gas de Vaca Muerta pueda ir a esa región y reemplazar el declino de los envíos de Bolivia. Hace unos días la transportista informó la creación de la nueva empresa para llevar gas a la Puna en la Comisión Nacional de Valores (CNV).
El proyecto para abastecer al sector minero está enfocado en el litio y pasaría por Jujuy, Salta y el norte de Catamarca, según pudo conocer EconoJournal de fuentes del sector. El nuevo ducto Vicuñas tendría una extensión de 300 kilómetros y se conectaría al sistema de transporte a través del Gasoducto Norandino, que -a su vez- está unido al Gasoducto Norte. Tendría una capacidad de entre 2,5 y 4 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). Fuentes del sector minero afirmaron a EconoJournal que varias empresas manifestaron interés por casi 4 MMm3/d.
Si el gobierno avanza en la reversión del ducto troncal, el gasoducto hacia los proyectos mineros tendrá mayores posibilidades de concretarse. Por su parte, TGN ya finalizó en la provincia de Córdoba la primera etapa de las obras de reversión del ducto del Norte que le permitió ampliar en un 40% el volumen de transporte de gas.
Este domingo, cuando se inaugure oficialmente el Gasoducto Néstor Kirchner en la localidad de Salliqueló, el gobierno podría anunciar el lanzamiento de la licitación para la reversión del Gasoducto Norte, que le cambiaría el sentido para que el fluido vaya desde el sur al norte. Esta obra es relevante ya que la producción de gas de Bolivia está en declino y los envíos son cada vez menores. En el sector energético entienden que la reversión del ducto tiene urgencia para que el próximo invierno el norte del país pueda abastecerse con gas de Vaca Muerta.
Si efectivamente llega a la Puna un ducto con gas de Vaca Muerta, los proyectos mineros reducirían significativamente sus costos de energía porque el gasoil que utilizan en la actualidad es mucho más caro. Otro beneficio es que el reemplazo del gasoil permitirá al sector minero reducir las emisiones de CO2.
En cuanto a la logística, el abastecimiento del gas por caños descomprimiría el movimiento de camiones en la zona, que también implicaría un impacto ambiental positivo. Además, el abastecimiento a través de un gasoducto es seguro, mientras que el gasoil por camiones puede interrumpirse por condiciones climáticas u otros inconvenientes.
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, Roberto Bellato
Ambas empresas firmaron un memorando de entendimiento para la construcción de la primera planta de producción de gas natural del país, que le permitirá convertirse en el primer exportador mundial de este recurso estratégico. Se rubricó un acuerdo entre la petrolera de bandera nacional y Petronas para construir la primera planta de producción de GNL, que permitirá al país convertirse en un exportador de gas estratégico a nivel mundial. Según estimaciones, las exportaciones podrían alcanzar los 13.000 millones de dólares en su pico de producción, lo que se traduciría en 80.000 millones de dólares al tipo de cambio actual de […]
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Dos de las empresas de hidrocarburos más grandes del país se unieron para desarrollar una serie de pozos en el área de Agua del Cajón. Dos de las compañías petroleras más grandes de Argentina están a punto de firmar un acuerdo para lanzar un nuevo proyecto de producción de hidrocarburos de mil millones de dólares en el área de Vaca Muerta. Se trata de Capsa-Capex y Trafigura, quienes firmaron un acuerdo de farm out para el desarrollo de pozos de petróleo y gas en la región de Agua del Cajón, que fue operado por la primera de las dos empresas. […]
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La empresa Litios del Oeste fue creada en Mendoza. El principal objetivo es participar de negocios relacionados con la energía y la minería. El poder de lobby de un grupo que crece. Mendoza no tiene litio, al menos no hay yacimiento relevantes. Pero ahora tiene radicada una empresa que sugiere lo contrario en el nombre, aunque su objetivo parece distinto. Litios del Oeste es una sociedad anónima de reciente formación en Mendoza y pasaría inadvertida si no fuera por el cerebro detrás de todo: José Luis Manzano. La empresa fue radicada en Mendoza y tiene un destino múltiple , pero […]
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Antonio Oburu Ondo, presidente de turno de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), declaró el pasado miércoles en Viena que el mundo “no puede existir sin petróleo” y que es poco probable que así sea en un futuro próximo dadas las necesidades energéticas del mundo. El VIII Seminario Internacional del grupo, una conferencia de dos días que reúne en Viena a decenas de líderes de la industria, fue inaugurado por el ministro de Minas e Hidrocarburos de Guinea Ecuatorial, uno de los 13 miembros de la OPEP. “La realidad energética es que el mundo no puede vivir sin […]
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Beneficiará a 431 familias que residen en ese sector de la localidad, donde el municipio planificó loteos sociales a fin de dar respuesta al crecimiento demográfico y urbano que tiene Añelo por la producción no convencional de hidrocarburos. El gobernador Omar Gutiérrez firmó esta tarde, junto con el gobernador electo Rolando Figueroa y el ministro de Economía de la Nación, Sergio Massa, el convenio marco para la construcción de la red de gas natural en media presión para Añelo. La obra, que demandará una inversión estimada en 942 millones de pesos, beneficiará a 431 familias que residen en la zona […]
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El proyecto de ley comenzó su tratamiento en la Cámara de Diputados de la Nación. Conocé el detalle de la normativa y su impacto en Vaca Muerta. Después de varios meses de demora comenzó el tratamiento del proyecto de ley que establece un Régimen de Promoción del Gas Natural Licuado (GNL). La normativa tiene casi 40 artículos y ofrece una serie de beneficios para las empresas que cumplan con ciertas pautas, plazos, montos de inversión y condiciones. Para Vaca Muerta se trata de una normativa clave. El proyecto fija beneficios por hasta 30 años para las empresas que inviertan un […]
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Se trata de obras de infraestructura gestionadas por la subsecretaría de Industria a través de Upefe, que insumió una inversión de 120 millones de pesos. Representantes del ministerio de Producción e Industria y de la Unidad Provincial de Enlace y Financiamiento Externo (Upefe) recorrieron la obra de «Construcción de Infraestructura Vial Parques Industriales Z1-Sector Servicios – Ex Base Aérea”, cuya primera etapa ya finalizó. Estuvieron presentes la subsecretaria de Industria, Claudia Afione; el inspector de obra, Hugo Zeballos, el representante de Upefe, Gastón Buitrago, y el ingeniero Pablo Ramasco como representante de la empresa ARCO SRL, además de otras autoridades […]
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Las potencias mundiales despliegan su plan de inversiones en África y Sudamérica. ¿Qué rol juegan Argentina y Brasil en esta nueva era energética? En medio de una agenda global que apunta al desarrollo sostenible, Europa prevé que para 2030 consumirá alrededor de 30 millones de toneladas de hidrógeno verde, de las cuales 10 millones serán importadas. Esta tendencia se traduce en el impulso de proyectos a gran escala, y se trata de una oportunidad clave para Argentina, Brasil y el resto de la región. En este contexto, como suele suceder, Estados Unidos tiene en claro que esta nueva materia prima […]
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José Lludgar, el conductor de petroleros jerárquicos, dijo que la maniobra en la que falleció un trabajador no se contaba con todas las condiciones ni elementos para reducir riesgos y no había supervisión de la tarea. Tras la reunión mantenida el martes con representantes de operadoras, para evaluar las condiciones de seguridad, el secretario general del Petrolero Jerárquico del Petróleo y Gas de la Patagonia Austral dijo este miércoles que, en el accidente ocurrido en Nova Drill no había supervisión y que el operario fallecido no debía participar de la maniobra, al tiempo que cuestionó la falta de elementos de […]
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Según datos y documentos marítimos de la estatal PDVSA, las exportaciones de petróleo de Venezuela aumentaron un 8% en junio en comparación con el mes anterior, impulsadas por el reinicio de una instalación crucial para el procesamiento de crudo y aprobaciones más rápidas para el cargamento zarping. Las exportaciones de PDVSA y sus empresas mixtas disminuyeron a principios de este año como resultado de una auditoría exhaustiva de sus ventas de petróleo que congeló temporalmente la mayoría de sus contratos de suministro y retrasó la emisión de permisos de exportación de buques a puertos extranjeros. Como resultado de las exportaciones […]
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En una entrevista exclusiva con Rafael Velasco, consultor de Raveza Associated & Services, se exploraron los desafíos que enfrenta República Dominicana en el sector de transmisión y almacenamiento de energía y cómo estos afectan al crecimiento de las energías renovables en el país caribeño.
Según Velazco, el sector energético en República Dominicana ha experimentado un rezago significativo en comparación con los avances a nivel mundial. Y, aunque el país cuenta con una capacidad de energías renovables que supera los 800 MW operativos, al sumar aquellos que están en construcción y otros tantos más que avanzan con trámites de concesiones, Velazco advirtió que el sistema de transmisión actual no estaría preparado para recibir la generación actual y la entrante.
“Concretamente en el mercado dominicano, el sistema de transmisión tiene un rezago de muchos años y se constituye una especie de cuello de botella”, alertó.
El consultor señaló que el país tiene una demanda máxima de 3,300 megavatios actualmente que no puede ser cubierto al 100% por renovables a pesar de que estas crezcan a ritmo acelerado, advirtiendo que el sistema requeriría de otras fuentes de energía de base.
«Sí podemos aspirar a un 30% de renovables del total de nuestro parque generador, acorde a lo que La Ley de Estrategia Nacional de Desarrollo ha identificado como el % que puede nuestro sistema puede operar sin contratiempos», sostuvo.
En cuanto al avance del sistema de transmisión que acompañe el despliegue de nueva generación, el especialista añadió que para destrabar el cuello de botella existente en el SENI, la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) ya identificó obras necesarias en el Plan de Gobierno.
“Se necesitan unas 14 nuevas líneas dentro del sistema de transmisión dominicano (…) Estos proyectos renovables no pueden entrar hasta que por lo menos 2 de esas 14, que son las principales, se realicen”, argumentó.
Siguiendo con el análisis de Velazco, quien hace un año atrás se desempeñaba como titular de la Superintendencia de Electricidad, con esas dos líneas se liberaría una capacidad de 600 megavatios y 700 megavatios, respectivamente. Estas ya han sido adjudicadas y están en etapa de cierre de Contrato con la ETED.
Ahora bien, el proceso de construcción y puesta en marcha de estas líneas podría llevar entre 24 y 30 meses a partir del inicio de cada cual, de acuerdo con los cálculos de Velazco. Durante este período, se espera que entren en operación varias plantas de generación de base, como los ciclos combinados de gas natural, lo que podría causar dificultades operativas y un aumento en los problemas de estabilidad en la red.
Para mitigar estos desafíos, Velazco destacó la importancia de implementar la generación distribuida con almacenamiento de energía en baterías. Se estima que se necesitan al menos 500 MW de capacidad equivalente para el almacenamiento de energía en baterías para permitir una operación estable del sistema de transmisión en presencia de una alta penetración de energías renovables.
Con la llegada de nuevas Resoluciones este año, se exige a los proyectos renovables superiores a 50 MW tener al menos el 30% de su capacidad nominal en baterías, permitiendo que, cuando la generación renovable fluctúa debido a la intermitencia de fuentes como el sol y el viento, las baterías puedan proporcionar una reserva de energía que permita al operador del sistema estabilizar la red en un plazo de unos minutos. Pero esto no sería suficiente.
Desde la perspectiva del referente de Raveza Associated & Services sería necesario establecer un marco regulatorio más sólido que defina los precios y las condiciones para la participación de las baterías en el mercado de servicios auxiliares para regulación de frecuencia. Actualmente, la normativa existente no aborda completamente este aspecto crucial, lo que podría dificultar una implementación competitiva para proyectos de almacenamiento de energía.
«Lo que falto en la recién Resolución SIE que norma esos puntos, es ponerle un valor o precio para esos fines, no en virtud del costo incurrido para esos kWh, sino en base a su costo de oportunidad para el SENI; es decir, el costo evitado al sistema, cuando al entrar en milisegundos, esos kWh de baterías, ayudan al operador del sistema a regular la frecuencia de la red de transporte rápidamente, evitando tener que sacar carga de distribución o meter carga de generación muy cara», consideró Rafael Velazco.
Aunque el sector de transmisión enfrenta desafíos significativos en la actualidad, se espera que las expansiones y mejoras planificadas en los próximos dos años y medio alivien la presión y permitan una mayor integración de las energías renovables en la red eléctrica de República Dominicana.
Por ello es que las licitaciones de energías renovables empiezan a cobrar sentido en la dinámica del mercado. Al respecto, Velazco destacó que República Dominicana necesita fortalecer su regulación y desplazar las concesiones provisionales y definitivas en favor de licitaciones transparentes y democráticas.
“La regulación dominicana lastimosamente todavía tiene las figuras regulatorias para que exista una concesión provisional y una concesión definitiva y a las licitaciones el gobierno puede hacerlas excepcionalmente y bienvenidas sean porque son la manera más democrática y transparente para avanzar. Aquí en República Dominicana todos estamos de acuerdo en cambiar la ley y en que hay que quitar eso de concesión provisional y definitiva, que son muy discrecionales al ser decididas por una junta directiva de seis personas; mientras que una licitación tiene toda la transparencia que se requiere y el mundo entero lo hace así”, observó.
Y, a partir de allí, concluyó: “El reto de una licitación es cuando entran esos MW. Yo diría, siendo muy sincero, que cualquier proyecto renovable greenfield que empiece de cero tiene posibilidad, porque le tomará 20 o 24 meses y, en ese tiempo, una o dos de las 14 líneas estará lista; pero, hay que tener mucho cuidado con eso, porque si no se hace algo al respecto, acelerando la infraestructura o poniendo baterías, el operador no va a poder operar”.
La entrada Velazco advierte retos en transmisión para incrementar el parque renovable en República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.
Argentina anunció este miércoles una inversión mayor a 942 millones de pesos (3,6 millones dólares) para la construcción de una red de gas natural en la localidad de Añelo, en la patagónica provincia de Neuquén, donde se encuentra una de las comunidades de influencia de Vaca Muerta, la segunda reserva mundial más grande de gas no convencional.
De acuerdo a un comunicado oficial del Ministerio de Economía, el titular de Hacienda, Sergio Massa, junto al gobernador actual y electo de Neuquén, Omar Gutiérrez y Rolando Figueroa, firmaron un convenio para llevar gas natural a 431 familias.
“Estamos reparando un absurdo. En Añelo, la capital de Vaca Muerta, la capital del gas, no había gas de red para quienes producen y trabajan. Con más de 900 millones de pesos de inversión tenemos que hacer un acto de justicia en términos de servicio y de infraestructura para el desarrollo de Vaca Muerta”, indicó Massa en el documento.
La ciudad está ubicada en medio del acceso de las operaciones de Vaca Muerta y hasta fue denominada como la ‘La Capital del Shale’, roca que puede contener hidrocarburos o gas natural en su interior.
La construcción se llevará a cabo en un plazo de nueve meses, que distribuirá el gas alrededor de 26 manzanas de la ciudad, donde el Estado provincial neuquino será responsable de la planificación, ejecución y puesta en marcha de las tareas necesarias y los procesos licitatorios.
El Gobierno de Alberto Fernández dio inicio al llenado del gasoducto Presidente Néstor Kirchner, el mes pasado, obra de ingeniería clave para ampliar la producción y evacuar el gas de la gigantesca formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta.
Este gasoducto atraviesa cuatro provincias: Neuquén, Río Negro, La Pampa y la localidad de Salliqueló, en la provincia de Buenos Aires, donde se espera que finalice el llenado para el 9 de julio con un acto inaugural.
El Gobierno estima un ahorro anual de 4.200 millones de dólares por sustitución de importaciones para 2024, cuando esté completamente operativo, lo que le permitirá ahorrar divisas e impulsar la independencia energética.
Fuente: https://www.infobae.com/america/agencias/2023/07/06/argentina-construira-una-red-de-gas-natural-para-una-comunidad-de-influencia-de-vaca-muerta/
El gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) aprobó, a través de su Boletín Oficial, una licitación para la contratación del servicio de abastecimiento de energía eléctrica de fuentes renovables de energía, con destino a edificios públicos calificados como Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (GUME).
Es decir que puede ser cualquier tecnología renovable, tal como la eólica, solar térmica, solar fotovoltaica, geotérmica, mareomotriz, undimotriz, de las corrientes marinas, hidráulica, biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración, biogás y biocombustibles.
El presupuesto de la licitación es de USD 2.056.000 y la energía anual total a contratar es de 12.850 MWh (poco más de la mitad de la energía consumida en el 2022) entre todos los edificios del gobierno, entre los que se destacan el Teatro Colón, el Centro Cívico, la Secretaría de Seguridad y Justicia y el Teatro Municipal General San Martín, entre otros, los cuales suman cerca de 2,9 MWmed de potencia.
Mientras que el plazo de abastecimiento será de 24 meses consecutivos e ininterrumpidos, contados a partir de la fecha de inicio de abastecimiento ofrecida por el adjudicatario en su oferta, la cual será la más cercana a la fecha de perfeccionamiento del contrato, o la primera inmediata posterior en caso que la adjudicación sea posterior a la fecha comprometida en la oferta.
En tanto que la garantía de mantenimiento de la oferta será del 5% del total de la oferta presentada, la cual será devuelta a todos los oferentes que no hubieran resultado adjudicados, dentro de los 10 días de aprobada la respectiva adjudicación. Y en el caso del oferente que hubiera resultado adjudicado, se procederá a la devolución de la garantía de mantenimiento de oferta, una vez presentada a entera conformidad del gobierno de CABA la garantía de cumplimiento de contrato.
Por otra parte, a los efectos de reflejar el interés del GCABA en comenzar lo antes posible a abastecerse de energía eléctrica de fuentes renovables y al sólo efecto de la selección de la oferta más conveniente, se han definido coeficientes que multiplican a los precios de contrato ofertados según la siguiente lista:
Esto significa que el procedimiento de evaluación consistirá en comparar los precios ponderados de todos los oferentes de cada punto de suministro, seleccionando para cada uno el oferente con menor precio por renglón ponderado.
Las entidades interesadas podrán presentar sus ofertas hasta las 12 horas del miércoles 2 de agosto del corriente año, mediante formularios electrónicos que se encuentran disponibles en la plataforma de compras de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Cabe recordar que en agosto del año pasado, la Cámara Argentina de Energías de Renovables (CADER) firmó un convenio con CABA para brindar asesoramiento en su proceso de adquisición de energías renovables, como parte del plan de descarbonización que la Ciudad Autónoma de Buenos Aires viene implementando desde el año 2017, cuando se firmó el Compromiso Internacional Carbono Neutral 2050 frente a la Red Internacional de ciudades C40.
En este sentido, como parte de dicho nuevo acuerdo, CABA se encuentra trabajando para incorporar los primeros 17 edificios públicos de mayores consumos al mercado de energías renovables, en pos de que, progresivamente, todos los edificios de la Ciudad que pagan tarifas no subsidiadas puedan ir incorporando energías renovables.
“Tenemos dos objetivos bien concretos: reducir las emisiones de carbono a la mitad en 2030 y ser una Ciudad carbono neutral en 2050. Para lograrlo, además de incentivar el reciclado, la movilidad sustentable y los espacios verdes, estamos cuidando la energía, que es una fuente escasa”, manifestó en aquel entonces Felipe Miguel, jefe de Gabinete de la Ciudad.
Fuente: https://www.energiaestrategica.com/aprobaron-una-nueva-licitacion-para-el-sector-renovable-de-argentina/
En un esfuerzo por impulsar el desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL) en Argentina, las Comisiones de Presupuesto y Hacienda, junto con Energía y Combustibles, llevarán a cabo una reunión conjunta. En esta ocasión, se abordará el Régimen de Promoción del GNL en nuestro país, contando con la presencia del Dr. Pablo González, Presidente de YPF S.A., como invitado especial.
Este encuentro, que busca promover el uso del GNL como fuente de energía más limpia y eficiente, será transmitido en vivo a través de los siguientes enlaces:
Fuente: https://www.nuevodiarioweb.com.ar/noticias/2023/07/04/391519-diputados-se-enfoca-en-promover-el-uso-del-gas-natural-licuado-en-argentina
“Estamos reparando un absurdo. En Añelo, la capital de Vaca Muerta, la capital del gas, no había gas de red para quienes producen y trabajan”, expresó el ministro de Economía.
En esa línea, agregó: “Con más de 900 millones de pesos de inversión, y con un acuerdo entre el gobierno nacional y el gobierno de la provincia, tenemos que hacer un acto de justicia en términos de servicio y en términos de infraestructura clave para el desarrollo de Vaca Muerta, que los vecinos de Añelo, que los trabajadores de Vaca Muerta tengan gas de red”.
Añelo ya cuenta con una obra en marcha que la Secretaría de Energía acordó, a través de un convenio, en noviembre de 2022. La obra contempla la ampliación de la red de gas del barrio Balcón, una zona que ha asistido a un acelerado crecimiento demográfico en virtud de su cercanía con la formación no convencional Vaca Muerta. Más de 130 familias se beneficiarán directamente de esta obra.
Asimismo, Flavia Royon, Secretaria de Energía indicó: “Vaca Muerta tiene que servir para mejorar la calidad de vida de todas las argentinas y argentinos, pero principalmente para aquellas comunidades que están en el primer anillo de influencia”, y añadió: “Es por eso que, desde el Gobierno nacional, tomamos la decisión de financiar las obras de gas natural de la localidad de Añelo”.
Estuvieron presentes en el Palacio de Hacienda el ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro; Milton Morales y Fernando Banderet, intendentes saliente y electo de Añelo; Tanya Bertoldi, diputada nacional; Ángela Barahona, legisladora provincial electa; Juan Carlos Levi, delegado UOCRA Añelo; la titular del Concejo Deliberante, Delia Beatriz Díaz; Julia Elena Urtasum, concejala electa de Añelo; y los concejales electos Maximiliano Acuña y Marcelo Venegas.
La obra permitirá ampliar la red de distribución actual que posee la localidad de Añelo, en la provincia de Neuquén, con la instalación de 9.045 metros de red en polietileno de alta densidad para la distribución de gas natural en 26 manzanas, abasteciendo de este servicio a 431 familias de la zona.
Se estima que la construcción de la red de gas natural se llevará a cabo en un plazo de nueve meses. La provincia de Neuquén será responsable de la planificación, ejecución y puesta en marcha de las tareas necesarias para concretar la misma y realizar los procesos licitatorios pertinentes.
Fuente:https://www.argentina.gob.ar/noticias/massa-anuncia-mas-inversiones-en-gas-para-neuquen
La Secretaría de Energía de Argentina lanzó una convocatoria para que los actores del sector energético puedan presentar manifestaciones de interés (MDI) para gestionar y financiar ampliaciones del sistema de transmisión de energía eléctrica en alta tensión.
A través de la Resolución SE 562/2023, la financiación puede ser por cuenta propia, o junto a otros interesados o con el Estado Nacional, en pos de incrementar la capacidad de transporte que permita el ingreso de nueva oferta de generación y su traslado hasta los centros de consumo del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Tal como adelantó Energía Estratégica a mediados del mes pasado, esta convocatoria ya venía siendo trabajada por la Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Nación para destrabar los cuellos de botella que hoy en día dificultan el avance de las energías renovables.
Además, los interesados podrán acompañar sus propuestas junto a propuestas de mecanismos de comercialización de energía y condiciones que permitan instrumentar tales manifestaciones de interés.
De igual manera, las autoridades nacionales convocaron al sector a realizar MDI de interés para concretar aportes económicos para la construcción de líneas para el abastecimiento de explotaciones mineras ubicadas en zonas aisladas de la red, mediante la construcción de líneas de transporte a vincularse con el SADI.
Y en ambos llamados, las entidades interesadas podrán acompañar sus propuestas junto a propuestas de mecanismos de comercialización de energía y condiciones que permitan instrumentar tales manifestaciones de interés.
“Tiene sentido común porque la Sec. de Energía, a través de MDI, de MATER, RenovAr o GenRen para convocar la instalación de energía renovable, por lo que es un esquema similar para la construcción de líneas en 500 y 132 kV y subestaciones correspondientes”, señaló Juan Manuel Alfonsín, director ejecutivo de la Cámara Argentina de Energías Renovables.
“También se debe tener en cuenta que en su momento CAMMESA habilitó la construcción de la cuarta línea Comahue – Buenos Aires, de 500 kV, bajo un contrato COM (construcción, operación y mantenimiento) 100% por privados”, agregó.
Obras bases y plazos – 34
La entidad actualmente comandada por Flavia Royón puso a disposición un listado de 34 proyectos de infraestructura a ser tenidos en cuenta por las empresas que se presenten a la convocatoria. Obras que incluyen líneas y estaciones transformadoras en 500 kV en el ámbito federal, hasta la readecuación de ET ya existentes.
Conforme a la Res. SE 562/23, las manifestaciones de interés deberán realizarse dentro de los próximos 90 días y en formato digital según el procedimiento a establecer por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA.
Luego de recibir el informe correspondiente con las MDI detalladas por cada tramo de línea de transmisión en alta tensión y las expansiones propuestas, la Secretaría de Energía publicará un listado de ampliaciones y condiciones más convenientes.
La entrada Secretaría de Energía de Argentina lanzó la convocatoria MDI para obras de transmisión se publicó primero en Energía Estratégica.
El Directorio del Banco Mundial aprobó un préstamo de USD 150 millones para promover la inversión en proyectos de hidrógeno verde en Chile, acelerando el crecimiento verde del país, la transición energética y apoyando su compromiso con la neutralidad de carbono para 2050. Este es el primer préstamo del Banco Mundial para promover la energía verde hidrógeno para apoyar los esfuerzos de mitigación del cambio climático.
El Fondo de Hidrógeno Verde de Chile para apoyar un proyecto de desarrollo económico verde, resiliente e inclusivo beneficiará principalmente a las comunidades locales donde se producirá y utilizará hidrógeno limpio, y ayudará a crear empleos verdes, estimular la economía y descarbonizar las industrias locales. La Corporación de Fomento de la Producción de Chile (CORFO) implementará el proyecto, estableciendo un fondo de financiamiento combinado para proyectos de hidrógeno verde y desarrollando instrumentos de mitigación de riesgos para mejorar las condiciones de financiamiento. Adicionalmente, se brindará asistencia técnica para promover el desarrollo de esta industria.
“Chile tiene atributos excepcionales para desarrollar una industria competitiva de hidrógeno verde dados sus recursos renovables y su capacidad para atraer inversiones en proyectos de energía limpia a gran escala. El país tiene el potencial de convertirse en un actor global importante en esta industria, y este proyecto puede servir como modelo para otros países de América Latina y el Caribe”, dijo Carlos Felipe Jaramillo, vicepresidente del Banco Mundial para América Latina y el Caribe.
A través de este proyecto, el Banco Mundial está ayudando al gobierno a movilizar recursos financieros del sector privado y otros socios multilaterales para desarrollar esta industria emergente. También se espera que el instrumento financiero recaude recursos adicionales del sector privado que puedan generar inversiones de al menos US$ 280 millones. El proyecto fomentará la inversión temprana en la producción de hidrógeno verde y acelerará la viabilidad de los proyectos desde la escala piloto hasta la comercial.
“Hoy, las oportunidades de desarrollo futuro están precisamente en el desarrollo de industrias en las que Chile, por un lado, tiene una ventaja comparativa en relación con muchas otras economías del mundo. Y, por otro lado, en el hecho de que el mundo está experimentando una cambio significativo, desencadenado por la necesidad de tener una economía más amigable con el medio ambiente. Cuando hablamos de oportunidades, hay que saber aprovecharlas”, señaló el ministro de Hacienda de Chile, Mario Marcel.
Chile espera producir el hidrógeno de menor costo del mundo para 2030 y estar entre los tres principales exportadores de hidrógeno del mundo para 2040. Según estimaciones de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde de Chile, esta industria podría generar hasta US$ 330 mil millones en inversión privada oportunidades y unos US$ 30 mil millones en exportaciones para 2050.
La unidad ejecutora, la Corporación de Fomento de la Producción de Chile (CORFO), también es socia de Hydrogen for Development (H4D), una iniciativa del Banco Mundial administrada por el Programa de Asistencia para la Gestión del Sector Energético (ESMAP), para acelerar el despliegue de hidrógeno en mercados emergentes y países en desarrollo.
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Durante los últimos años, el ritmo de desarrollo de las energías renovables en México ha experimentado una desaceleración significativa, lo que ha llevado al país a caer de la segunda a la quinta posición en América Latina. De acuerdo con la organización internacional Global Energy Monitor, actualmente solo el 21% de la capacidad eléctrica total de en el país proviene de energías renovables.
Sin embargo, México anunció durante la Conferencia de las Partes a finales de 2022, la adopción de medidas para hacer frente al cambio climático indicando su compromiso por reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 30% para 2030 dentro de las cuales la adopción de energías renovables es parte de la solución. Una de las opciones más sencillas de adoptar en cuanto a energías renovables es la energía solar, la adopción de estas energías limpias por parte de empresas en nuestro país puede ser un gran aliado para disminuir las emisiones de CO2.
Es así como Finsolar, startup mexicana de financiamiento de energía solar ha desarrollado distintas soluciones que facilitan a las empresas de todos tamaños la adopción de paneles solares sin la necesidad de adquirirlos.
Esta startup, creada en 2019 tiene proyecciones de crecimiento en la generación distribuida en México con potencial de alcanzar una capacidad instalada de hasta 13,869 MW para 2035; además, los proyectos que la empresa tiene instalados reducirán a lo largo de su vida útil 1 Millón de toneladas métricas de CO2e.
“Estamos comprometidos a ser agentes de cambio en la lucha contra el cambio climático, promoviendo una transición energética sostenible y brindando tanto a las PYMEs como a las grandes empresas la oportunidad de generar un impacto positivo en su ambiente y entorno social”, comentó Ian de la Garza, CEO de Finsolar.
Finsolar proporciona soluciones de financiamiento flexibles para todas las empresas
A pesar de la disminución de los costos de los sistemas solares, su instalación a gran escala puede ser prohibitiva para muchas empresas. Sumado a esto, las restricciones regulatorias pueden dificultar su implementación.
Frente a estos desafíos, Finsolar ha desarrollado un modelo de financiamiento y operación a largo plazo que fomenta la adopción de energía solar en empresas de todos los tamaños. Las soluciones ofrecidas, Modelo Finsolar y Power Purchase Agreement (PPA), permiten a las empresas aprovechar los beneficios económicos y ambientales de la energía solar sin la necesidad de instalaciones propias o límites en la cantidad de paneles.
«Nuestra meta es proporcionar opciones de financiamiento accesibles a empresas de todos los tamaños, permitiéndoles aprovechar al máximo los beneficios de la energía solar, con el objetivo de acelerar la transición hacia un futuro sostenible,» destaca de la Garza.
Además de sus soluciones financieras, Finsolar es reconocida por su enfoque social. La empresa destina un 5% de sus fondos recaudados a donaciones, permitiendo a las empresas invertir no sólo en su futuro, sino también en el de la sociedad y el medio ambiente.
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El Instituto Nacional de Ecología y Cambio Climático (INECC) ha identificado una limitada capacidad por parte de las organizaciones para acceder a los fondos destinados a implementar proyectos de adaptación al cambio climático así como la dificultad en los procedimientos de acreditación y modalidades de habilitación a estos.
Esta situación forma parte de las principales barreras en materia de financiamiento climático para la adaptación en México, para lo cual se requiere de garantizar el involucramiento y la igualdad de oportunidades para transitar a la democratización.
Derivado de este contexto, en coordinación con el Instituto de Recursos Mundiales (WRI, por sus siglas en inglés) y el Instituto Nacional de Ecología y Cambio Climático (INECC), el think thank ETHOS Innovación en Políticas Públicas desarrolla talleres introductorios sobre financiamiento dirigidos a organizaciones de la sociedad civil a nivel local en Mérida, Yucatán; Tuxtla Gutiérrez, Chiapas; y Oaxaca.
Esta actividad forma parte de un proyecto que realiza la entidad con el apoyo de la Agence Française de Développement (AFD).
En conversaciones con Energía Estratégica, Laure Delalande, directora de Inclusión y Desarrollo Sostenible en Ethos destaca: “El objetivo es fortalecer las capacidades de pequeños implementadores de proyectos de adaptación al cambio climático para que puedan acceder a recursos que les permitan poner en marcha sus proyectos relacionados con esta temática”.
Luego de este primer acercamiento, en el que se reúnen más de 20 representantes de OSC en cada estado, el siguiente paso es la generación de guías de acompañamiento en el proceso de aplicación a convocatorias de financiamiento climático. La duración del proyecto es de 15 meses (noviembre del 2022 a enero del 2024).
“En los talleres se compartió con 35 organizaciones conceptos clave de cambio climático, con énfasis en adaptación, y sobre la estructura del financiamiento climático en México”, explica Delalande.
“Asimismo, se realizaron diversas dinámicas participativas para conocer de qué forma afecta el cambio climático en las regiones en las que trabajan las organizaciones, las acciones que realizan y cuáles son los principales retos que enfrentan para acceder a financiamiento climático”, agrega.
En tanto a las consultas más frecuentes en torno a proyectos renovables, la especialista explica que se formularon dudas sobre buenas prácticas u otros proyectos de adaptación al cambio climático y cuáles son las oportunidades específicas de financiamiento.
Según Delalande, «algunos de los financiamientos más solicitados son las donaciones de organizaciones internacionales porque los montos son más grandes y a veces suelen ser más flexibles. En general, los financiamientos a fondo perdido son los más demandados por los asistentes de los talleres».
“Uno de los grandes retos de las organizaciones es cumplir con las regulaciones para constituirse y mantenerse como donataria autorizada. La carga administrativa suele ser demasiada sobre todo para las pequeñas organizaciones”, concluye la experta.
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La Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile aprobó el proyecto de ley que perfecciona la ley N°19.657, sobre concesiones de energía geotérmica para el desarrollo de proyectos de aprovechamiento somero de esta alternativa verde.
La iniciativa que ingresó al Poder Legislativo en 2019 busca excluir a las actividades geotérmicas que usen el calor de la tierra hasta 400 metros de profundidad y bajo los 90 grados celsius, del régimen de concesiones con el fin de facilitar su desarrollo.
¿Por qué? La actual ley de geotermia (promulgada en 1999) fue concebida para posibilitar la materialización de grandes proyectos, mediante el otorgamiento de una concesión de exploración o de explotación. Sin embargo, los pequeños aprovechamientos poseen distintas características en cuanto a sus etapas y magnitudes de inversión y superficie, por lo que la vieja normativa no tuvo el mismo efecto.
Tal es que así que, según datos que compartió la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), la geotermia hace un aporte discreto a la generación eléctrica con tan sólo 84 MW en operación y otros 70 MW aprobados ambientalmente; sumado a que el costo de inversión es de USD 5000 kW, mucho más alto que otras tecnologías limpias.
Pero en caso que el Legislativo sancione la nueva normativa, ese panorama podría cambiar para ese tipo de emprendimientos como también para sus usos calóricos en más segmentos socio-económicos dentro del país, principalmente para descarbonizar los procesos de calefacción en el sector PyME y residencial, además de los procesos de frío-calor en el ámbito industrial.
“La modificación posibilitará el desarrollo de aprovechamientos someros, que se hagan con uso directo de energía geotérmica. Por lo tanto, es positivo con un foco en hogares, calefacción, industrias que puedan beneficiarse en esa escala”, remarcó Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA, durante la sesión de la Comisión de Minería y Energía del Senado.
“Es importante entender que tenemos limitaciones sobre las condiciones de geotermia ya que tienen un proceso complejo administrativo y se requiere excluir estos usos someros a esa gestión administrativa”, agregó.
“El proyecto de ley está en línea de la transición energética. Resuelve adecuadamente las necesidades del sector de geotermia somera y en línea de otros proyectos ya presentados (o próximos a), pero ahora el desafío es cómo combinar los tiempos de esta discusión”, continuó haciendo alusión a la Agenda Inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética.
¿Cómo sigue el proceso? Tras pasar por el comité previamente mencionado, se espera que la Comisión de Haciendo haga lo propio con la iniciativa, antes antes de que el texto sea conocido por la Sala Parlamentaria.
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La Ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, anunció junto al alcalde de Medellín y Presidente de la Junta Directiva de EPM, Daniel Quintero Calle, un acuerdo entre el Gobierno Nacional y la empresa pública EPM para que el parque eólico Jepírachi opere como parte de una alianza público popular con la comunidad wayuu en La Guajira.
“Hoy (por el pasado miércoles) EPM decide que Jepírachi, parque eólico de 19,5mw en La Guajira, pasará a esquema de propiedad con comunidad wayuu. Cumplimos al Presidente Gustavo Petro en su iniciativa de asociatividad público popular para materializar la transición energética justa”, afirmó la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres.
La jefa de la cartera celebró la decisión y reiteró el compromiso del Gobierno del Cambio de hacer partícipes a las comunidades en los proyectos de generación de energía en La Guajira.
Asimismo, la ministra Vélez anunció una inversión por $45.000 millones para complementar los $30.000 millones dispuestos por Empresas Públicas de Medellín para el desarrollo de comunidades energéticas en las áreas de influencia de EPM y Afinia.
“De esta manera EPM y el Gobierno del Cambio, sumamos recursos muy importantes para el país durante este año, en un esfuerzo complementario para consolidar las comunidades energéticas en las regiones donde EPM está trabajando», resaltó la ministra
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El presidente Alberto Fernández, la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner y el ministro de Economía Sergio Massa, encabezarán el domingo (9/7) desde Salliqueló, provincia de Buenos Aires, el acto de inauguración del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, importante obra de infraestructura para transformar la matriz energética y productiva de nuestro país.
Participarán también los gobernadores de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof; de Neuquén, Omar Gutiérrez; de La Pampa, Sergio Ziliotto, y de Río Negro, Arabella Carreras, provincias que son atravesadas por el gasoducto troncal de 573 kilómetros de extensión.
Asistirán además legisladores y funcionarios nacionales y provinciales, representantes de las empresas constructoras (Techint, SACDE, BTU) y proveedoras, y dirigentes gremiales.
El acto tendrá lugar a las 15:00 hs. en la Estación de Medición Salliqueló del gasoducto, ubicada en la ruta provincial 85, altura kilómetro 285 (junto a la planta compresora Saturno), donde se conecta con la red troncal.
El 20 de junio concluyeron las obras y se habilitó la planta EMED Tratayén, en Neuquén, y los primeros 29 km, mientras que en los sucesivos días se fueron poniendo en funcionamiento nuevos tramos hasta alcanzar el km 285 de la traza.
El sábado 8 de julio se abrirá la válvula del km 285 que habilitará hasta el km 570, para que el gas pueda fluir hasta Salliqueló y continuar así hasta alcanzar el llenado total de los 573 kilómetros del ducto que transportará gas natural producido en Vaca Muerta (NQN).
La habilitación progresiva, procedimiento habitual en este tipo de operaciones, tiene por objetivo garantizar el llenado homogéneo del ducto con gas natural desplazando por completo el aire, e involucra fases de barrido y presurización de las cañerías. Además, permite probar el funcionamiento de los sistemas de medición y regulación de las plantas.
La construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner se inició tras la firma de contratos en agosto de 2022, cuando comenzaron los trabajos de movimiento de suelo, traslado de equipamiento y apertura de pista, que es el “camino” por donde se coloca la cañería.
Luego de las primeras soldaduras en la traza, se avanzó con un promedio de 5 km diarios contando los tres frentes de obra. Así fue como se tendieron más de 47.700 caños de 12 metros de largo y de 36 pulgadas de diámetro, entre Tratayén y Salliqueló.
“El Gasoducto Presidente Néstor Kirchner es una obra fundamental e histórica, que permitirá incrementar la evacuación y el suministro de gas de Vaca Muerta (segunda reserva de gas no convencional del mundo), ampliar la capacidad de transporte de gas y hacerlo llegar a los centros de consumo, posibilitando un ahorro anual estimado de 4.200 millones de dólares por sustitución de importaciones de combustibles (gas desde Bolivia, GNL, y otros líquidos).
La Secretaría de Energía, en la órbita del ministerio de Economía de la Nación, anunció que puso en servicio una de las obras más importantes en materia de transporte de electricidad ya que se encuentra activa la línea de Extra Alta Tensión en 500 kV Bahía Blanca – Mar del Plata (Vivoratá), con 444 kilómetros de línea EAT y la Estación Transformadora (E.T.) de 500/132 kV en Vivoratá, que aporta 900 MVA de potencia de transformación al Sistema Interconectado.
Esta obra también incluyó la construcción de 185 km de línea en Doble Terna hacia la costa de Buenos Aires en 132 kV, y la ampliación en la Estación 500 kV Bahía Blanca, se indicó.
Este tendido beneficiará en forma directa a más de 1 millón de personas, incidiendo directamente en la mejora y confiabilidad del servicio eléctrico en las principales localidades de la costa atlántica como Villa Gesell, Mar del Plata, Necochea y Balcarce, destinos de la nueva transmisión en 132 kV ya incorporada, y otros distritos de la provincia de Buenos Aires.
Desde el 2013 que no se incorpora tendido al sistema eléctrico, y la ahora activada representa la obra más grande de los últimos 10 años por su envergadura y extensión en kilómetros. Forma parte del plan de los 5.000 kilómetros de líneas de transporte eléctrico que se viene ejecutando durante la actual gestión del Ministerio de Economía.
Esta obra, junto con las Líneas en 500 kV Vivoratá – Plomer (a construir) y Choele Choel – Puerto Madryn, completan el corredor que asegura el abastecimiento de la demanda en la zona de Gran Buenos Aires y provincia de Buenos Aires, dotando de seguridad y confiabilidad al área, permitiendo la evacuación de energía renovable y el levantamiento de centrales térmicas a combustible fósil, que implican mayores costos y contaminación ambiental, se describió.
En la actualidad, existen 54 obras de transporte y distribución de electricidad en marcha que se ejecutan en el marco del Plan Federal de Transporte Eléctrico, que busca reactivar proyectos paralizados e impulsar nuevas obras de infraestructura energética.
Flavia Royon consideró estratégicas este tipo de obras en desarrollo en la mayoría de las provincias y que, con fondos del Estado nacional, buscan mejorar la calidad de la energía eléctrica que llega a los hogares, comercios, fábricas, instituciones y todo tipo de actividades productivas.
Las principales obras de transporte y distribución de energía eléctrica se realizan en Chaco, Buenos Aires, Santa Cruz, Catamarca, La Rioja, Tucumán, Chubut, Misiones, Neuquén, Formosa y Río Negro.
Royon expresó que “Generamos una fuerte reactivación de obras de transmisión eléctrica, ya que la mayoría fueron paralizadas durante el gobierno anterior. En la actualidad gran parte ya están finalizadas”, y en cuanto a obras nuevas, el ministro (Sergio) Massa puso en marcha el Plan Federal 3, en cuyo marco más de 22 obras se encuentran con grandes avances del proceso licitatorio, adjudicadas, y próximas a su inicio físico”.
La Secretaría de Energía, a cargo de Flavia Royón, lanzó una manifestación de interés para que empresas privadas presenten proyectos de ampliación de las redes de transporte eléctrico en alta tensión y garanticen al menos parte del financiamiento. Es una novedad que el Estado convoque a privados para que financien la ampliación del sistema de transporte de energía ya que es una inversión que se suele afrontar con fondos públicos. Un antecedente de una obra de alta tensión por parte de empresas privadas es de 1999 con la IV línea de Transener, que tiene más de 1.200 kilómetros de extensión y une la generación de Comahue con Buenos Aires.
La convocatoria se publicó este jueves en el Boletín Oficial a través de la resolución 562/2023. Por un lado, la medida otorga la posibilidad para que generadoras que necesitan más líneas de transporte puedan proponer proyectos, como, por ejemplo, en el sector de energías renovables, que tiene prioridad de despacho. En este caso, para nueva generación, el Estado y el sector privado podrán aportar el 50% de financiamiento cada uno.
Por otro, el artículo 2 de la resolución está destinado a líneas eléctricas para proyectos mineros aislados de la red nacional. En este caso, el 100% de la inversión deberá ser privada. Como casos testigos, la medida menciona a la provincia de San Juan y a las del NOA para que los proyectos mineros (por ejemplo, litio) mejoren su factibilidad al poder conectarse con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). A mediados del mes pasado, el gobierno difundió por primera vez en 20 años un plan de obras prioritarias del sistema de transporte eléctrico.
En el artículo 3, la cartera energética difundió el listado de obras para líneas de alta tensión en 500 Kv como las del AMBA; Diamante – Charlone; Bahía Blanca – Choel Choel III; Minera Oeste – La Rioja Sur; Charlone – Plomer; Central Hidroeléctrica Néstor Kirchner – Futaleufú – Piedra del Águila; Rodeao (proyecto minero de cobre Josemaría); Lavalle – Chumbita; entre otros. Pero también la cartera energética establece como obras de readecuación de estaciones transformadoras como Malvinas (Córdoba); Rosario Oeste; Alicurá; Arroyo Cabra; San Juan; Chaco; Salto Grande; entre otras.
La resolución es muy amplia y no especifica instrumentos de financiamiento, condiciones financieras ni plazos ni tasas de recupero, entre otros aspectos. El artículo 1 afirma que la convocatoria es para “realizar manifestaciones de interés para gestionar y financiar o cofinanciar con otros interesados o con el Estado Nacional ampliaciones del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión con el objetivo del ingreso de nueva oferta de generación” y que los proyectos “podrán acompañar propuestas de mecanismos de comercialización de energía y condiciones que permitan instrumentarlas”.
Fuentes consultadas por EconoJournal remarcaron que la resolución podría apuntar también a pequeños proyectos de generación o repotenciación de estaciones transformadoras. Y agregaron que serviría para dinamizar proyectos de ampliación de transporte eléctrico con inversión que requiera más pesos que dólares. Una línea nueva de alta tensión de 500 Kv necesita más del 60% de la inversión en dólares, una obra que en el escenario actual de falta de divisas no es sencillo de llevarla adelante, ni para el Estado ni para los privados.
La resolución también aclara que, además, la Secretaría de Energía “podrá considerar otras obras de transporte a propuesta de los interesados en tanto cumplan la normativa vigente y se ajusten a los principios establecidos en la presente resolución”. Se podrá presentar proyectos en la convocatoria dentro de los próximo 90 días de corridos.
La entrada Lanzan convocatoria a privados para que presenten proyectos de ampliación de transporte eléctrico y los financien se publicó primero en EconoJournal.
, Roberto Bellato
ExxonMobil fue autorizada a perforar 35 pozos de exploración y evaluación en el bloque Stabroek, frente a las costas de Guyana. Esto permitirá a la petrolera descubrir nuevos hidrocarburos y reevaluar los existentes del bloque.
El bloque Stabroek es explotado por Esso Exploration and Production Guyana, filial de ExxonMobil, con una participación del 45%. Los socios de la empresa en el bloque son Hess Guyana Exploration (30%) y CNOOC Petroleum Guyana (25%). Este bloque abarca 6,6 millones de acres o 26.800 kilómetros cuadrados.
Según la Agencia de Protección del Medio Ambiente de Guyana, la campaña de perforación de 35 pozos de exploración y evaluación en el bloque Stabroek se aprobó después de que la Junta de Evaluación Ambiental revisara y declarara aceptables la Declaración de Impacto Ambiental y la Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) de los efectos acumulativos relacionados con este proyecto.
El objetivo de esta campaña de perforación de varios pozos será seguir explorando y valorando las reservas de hidrocarburos del bloque Stabroek. Aún no se ha concretado la ubicación exacta de los 35 pozos. Aunque algunos se perforarán con fines de exploración, ExxonMobil explicó en la EIA que también es posible que algunos de los pozos se perforen como pozos de evaluación en las proximidades de zonas de exploración previamente perforadas.
La petrolera estadounidense señala que los proyectos de explotación de Stabroek han aportado hasta la fecha más de 208.000 millones de GYD (más de 1.000 millones de dólares) en ingresos directos a Guyana.
ExxonMobil prevé iniciar estas actividades de perforación en el tercer trimestre de 2023 y, si se producen descubrimientos, podrán realizarse pruebas de pozos.
Como se prevé que los trabajos duren varios años, la conclusión de la campaña de perforación propuesta está prevista para el cuarto trimestre de 2028.
ExxonMobil invertirá en el proyecto Uaru en el bloque Stabroek y prevé tener en línea en 2027 al menos seis FPSO con una capacidad de producción de más de 1 millón de barriles brutos al día en el bloque Stabroek, con un potencial de hasta 10 FPSO para desarrollar los recursos brutos recuperables descubiertos.
Después de varios años de desprendimiento de activos para sanear su deuda, la estatal Petrobras está buscando posibles adquisiciones de activos.
Su endeudamiento en el primer trimestre giraba en torno a los U$S 53.300 millones, el nivel más bajo desde 2010. Por tanto ahora está lista para una adquisición, dijo el director financiero, Sergio Caetano Leite, en una entrevista de Bloomberg publicada el martes.
La compañía obtuvo unos sólidos resultados en el primer trimestre, con un beneficio recurrente antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización (EBITDA) de U$S 14.300 millones, el cuarto más alto de su historia.
En febrero de 2023, la producción del presal alcanzó un nuevo récord mensual de 2,13 millones de barriles equivalentes por día (boed) y un récord trimestral de 2,05 millones de boed. En el primer trimestre de 2023, lel presal representó el 77% de su producción total de frente al 75% del cuarto trimestre de 2022.
El objetivo de la compañía no es otro que poner en marcha más de una docena de plataformas de producción en el área del presal hasta 2027, según declaró en mayo el CEO Jean Paul Prates. “También estamos evaluando la creación de grupos de trabajo con otras empresas para buscar oportunidades de negocio en Brasil y en el extranjero”, dijo el director ejecutivo.
Durante 2022, Brasil ocupó el noveno puesto mundial por producción por delante de Kuwait y por detrás de Irán, levantando una media de algo más de 3 millones de bpd.
Desde el Ministerio de Energía anunciaron que que el país bombeará 5,4 millones de barriles diarios en 2029, un 80% más que los 3 millones de bpd extraídos diariamente en 2022.
Los flujos de inversión superaron los niveles previos a parate del Covid-19. Sectores extractivos y los cambios en las normas de Argentina que impulsaron el ingreso de divisas según Unctad, de Naciones Unidas. Los flujos de inversión extranjera directa (IED) hacia Argentina pegaron un salto en 2022 tras la caída de la pandemia. La cifra marca un crecimiento del 120% según los datos de Unctad, la conferencia de Naciones Unidas para el comercio y desarrollo. Los sectores energéticos, extractivos y vinculados a la producción de alimentos explicaron la atracción de empresas del exterior. El año pasado, la cifra de IED […]
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Ambas empresas firmaron un contrato para la perforación de cuatro pozos en el área conocida como Agua del Cajón en Vaca Muerta. Uno de los principales distribuidores de combustibles del mundo, Trafigura, ingresó a la formación neuquina en 2022 con una participación en un bloque de Vista. Una de las mayores distribuidoras de combustibles del mundo, Trafigura, que opera la marca de estaciones de servicio Puma en Argentina, firmó un acuerdo con Capsa-Capex, sexto productor de petróleo del país, para desarrollar en conjunto el área Agua del Cajón en Neuquén. Trafigura aportará el 30% de la inversión necesaria para lograr […]
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En la Cámara de Diputados se discutió la ampliación de la infraestructura portuaria y un gasoducto hacia nuestra ciudad. Esta mañana, ejecutivos de YPF prometieron que como parte del proyecto de licuefacción que pretenden realizar en Bahía Blanca con Petronas, entre otros planes estará la construcción de un gasoducto de 640 kilómetros entre Vaca Muerta y nuestra ciudad, así como obras para ensanchar el dragado y ampliar el canal de entrada. Estos anuncios, que ya se habían hecho al momento de la presentación del proyecto en su conjunto, se realizaron frente a la comisión de energía de la Cámara de […]
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Bunge Ltd. y Corporación Chevron compraron un negocio de semillas en Argentina mientras trabajan para mejorar el acceso a las escasas materias primas necesarias para satisfacer la creciente demanda de energía renovable. Para centrarse en Camelina Sativa, un cultivo con altos niveles de acetonas vegetales esenciales para la producción de tinte verde esmeralda, el cultivador y el gigante de la energía adquirieron Chacraservicios. No se hicieron públicos los detalles de los términos de la transacción. El acuerdo se alcanza cuando los operadores agrícolas y las empresas de energía buscan materias primas bajas en carbono para satisfacer la creciente demanda de […]
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El ministro de Economía de la Nación, Sergio Massa, junto a la secretaria de Energía, Flavia Royon, y los gobernadores actual y electo de Neuquén, Omar Gutiérrez y Rolando Figueroa, firmaron un convenio para la construcción de una red de gas natural en la localidad de Añelo, una de las comunidades de influencia de Vaca Muerta. Con una inversión de más de 942 millones de pesos, la obra beneficiará a 431 familias. “Estamos reparando un absurdo. En Añelo, la capital de Vaca Muerta, la capital del gas, no había gas de red para quienes producen y trabajan”, expresó el ministro […]
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El pozo se realizará a 307 kilómetros de la costa de Mar del Plata. La cuenca podría tener el potencial de otro Vaca Muerta. El Ministerio de Ambiente autorizó a la petrolera Equinor a modificar la ventana operacional para la perforación de un pozo exploratorio en el denominado Proyecto Argerich, área de exploración de hidrocarburos en la Cuenca Argentina Norte, a 307 kilómetros de Mar del Plata. La resolución habilita a la firma noruega a realizar la perforación entre el 15 de diciembre próximo y el 15 de junio del año que viene, momento en el cual se contará con […]
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Abastecimiento Estratégico de Energía con el compromiso y la calidad que su empresa necesita. Profesionales de alta calidad a disposición de su recurso
