Comercialización Profesional de Energía

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Informacion y analisis del mercado energetico por especialistas.

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El IAPG lanza la Escuela Técnica Virtual para la Tecnicatura en Petróleo y Gas

Con sede en el Golfo San Jorge y alcance internacional da inicio la primera Escuela Técnica Virtual de Petróleo y Gas de la Argentina. El IAPG lanza la Escuela Técnica Virtual para la Tecnicatura en Petróleo y Gas Se trata de una Escuela abierta para todos los hispanos parlantes que tengan cumplidos sus estudios medios y deseen ser parte de la industria de los hidrocarburos. Se encuentran abiertas las preinscripciones para cursar la carrera de Técnico en Petróleo y Gas, la misma tendrá una duración de tres años y se divide en 6 módulos (dos por año) siendo de modalidad […]

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Gasoducto Néstor Kirchner: un paso firme hacia la reversión del déficit comercial energético

Ahora hay que producir el gas necesario, fomentar una alianza con países vecinos y con empresas extranjeras y, especialmente, continuar con inversiones en infraestructura acorde a las necesidades actuales y futuras. Si se sigue haciendo, podemos ser optimistas. Se trata de un gasoducto troncal, que en esta primera etapa se extiende a lo largo de más 550 kilómetros, desde el yacimiento de Vaca Muerta y hasta la provincia de Buenos Aires. Este proyecto se realizó en apenas 10 meses, cuando estaba estipulado que demoraría hasta el doble, y se cumplió el objetivo de habilitarlo durante el invierno actual, cuando la […]

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SANTA FE: PEROTTI Y MASSA ANALIZARON EL AVANCE DE LAS OBRAS PÚBLICAS EN SANTA FE Y PRESENTARON EL PROGRAMA “IMPULSO TAMBERO 2”

“Son temas que tienen que ver con la producción, pero en el caso del gas y el agua, tienen que ver con la calidad de vida de nuestra gente. Estas grandes obras nos dan la satisfacción de poder mantener niveles de actividad importantes en la provincia”. “Son temas que tienen que ver con la producción, pero en el caso del gas y el agua, tienen que ver con la calidad de vida de nuestra gente. Estas grandes obras nos dan la satisfacción de poder mantener niveles de actividad importantes en la provincia”. El gobernador de la provincia de Santa Fe, […]

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Transformando el Futuro: El mercado del GNC y las Estaciones de Servicio en Argentina

El GNC experimenta un crecimiento significativo. Victorio Podestá se posiciona como uno de los principales actores en la transición energética del sector estacionero y proyecta un escenario prometedor en el que este sea el combustible más utilizado. El sector del GNC en Argentina se encuentra en un momento clave de desarrollo y expansión. El aumento de la conciencia ambiental, los avances en Vaca Muerta, la promesa de más yacimientos, el desarrollo normativo y la búsqueda de alternativas energéticas más limpias y económicas, han impulsado la demanda de vehículos de gas natural comprimido en el país. Esto plantea la necesidad de […]

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Luis Lacalle Herrera: El acuerdo bilateral Mercosur-UE es casi imposible

El expresidente de Uruguay atribuyó su pesimismo a la inflexibilidad en las negociaciones que muestra el bloque sudamericano. Considera que la “ideologización” hirió de muerte al espacio supranacional, aunque cree que la integración por sectores y de manera gradual lo podría revitalizar. El expresidente de Uruguay Luis Alberto Lacalle Herrera (81) se manifestó pesimista respecto de un eventual acuerdo comercial en lo inmediato entre el Mercosur y la Unión Europea (UE), uno de los asuntos clave en discusión en la cumbre semestral del ente supranacional que se desarrolla desde ayer en Puerto Iguazú, Misiones. Cree que el bloque comercial sudamericano […]

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Eon Energy presentó a Diputados un programa de inversión de USD500 millones anuales para renovable

Con el objetivo de impulsar la generación de energías limpias en México, Eon Energy presentó ante la Cámara de Diputados un programa de inversión de 500 millones de dólares anuales para energía renovable. 

Con este programa, se busca el redireccionamiento de recursos de años anteriores por medio del estado para que las compañías puedan verificar el porcentaje de energía renovable que consumen.

Esto ayuda a las compañías a cumplir con sus objetivos mundiales de descarbonización, requisito que desde el año pasado se les exige a las empresas que están en la bolsa de valores y buscan cumplir con objetivos ESG.

Uno de los puntos más importantes del programa es que no tiene costo para la industria, ya que es el mismo presupuesto que han destinado anteriormente y el beneficio para el estado.  De esta forma, se puede invertir en centrales eléctricas y tener mayor presencia, un objetivo que es primordial para el gobierno.

Bajo esta premisa, la compañía diseñó Vowat, una herramienta gratuita qué permite trazar el consumo y producción de energía eléctrica. Esta es verificada por un auditor externo lo cual ayudaría al gobierno y a las empresas en la certificación de todos los procesos.

A su vez, mediante el programa se busca involucrar también a los usuarios residenciales que desean conocer qué tipo de energía reciben y fomentar la inversión en centrales eléctricas renovables del estado.

En conversaciones con Energía Estratégica, Arturo Gómez, CEO de EON ENERGY  destaca: “Tenemos muchas expectativas con este plan en México. Encontramos que dentro del sector renovables, todas las compañías multinacionales están con ese proceso de enfocarse a la sustentabilidad y descarbonizar su actividad. Sin embargo, cumplir los objetivos en México hoy es muy difícil entonces compensan con compras de bonos o certificados”. 

“Vimos que estos esfuerzos representan un número grande. Por eso, buscamos encontrar trazabilidad entre el dinero, la energía y el proyecto. Brindamos transparencia a los participantes para que sepan de qué centrales surge la energía que están comprando”, agrega.

De acuerdo con la estructura financiera detallada en la iniciativa, gracias a la inversión directa de 3 mil millones de dólares en los siguientes 6 años, más la emisión de bonos que conllevan este tipo de proyectos, se podría duplicar la capacidad instalada actual para el 2029 sin generar deuda para el estado, con un costo de capital cero.

Además, Gómez señala: “Los bancos han demostrado mucho interés en el avance de este proyecto. Con esta trazabilidad, el programa podría permitirles dar mejores tasas. Lo que queremos es brindar información certera y darle control a los actores de sus decisiones”.

“La energía es el commodity más utilizado a nivel mundial. Debemos tener el control y el conocimiento para detonar la industria de las renovables», agrega el experto.

En línea con sus compromisos de llevar transparencia al mercado, la compañía sigue en pláticas con miembros del Congreso y espera presentar el proyecto ante el Senado en septiembre de este año.

 

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

Energy 2023 reunirá a las máximas autoridades del sector público y privado de Puerto Rico en un esfuerzo conjunto por revolucionar el consumo, la generación y el almacenamiento de energía en el archipiélago.

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

Este encuentro organizado por Glenn International tendrá como temática principal acelerar la incorporación de energías renovables en el sistema eléctrico puertorriqueño.

Así mismo, se abordará la complementariedad de almacenamiento en baterías, hidrógeno verde y despliegue de puntos de carga de vehículos eléctricos; debatiendo además sobre la inclusión de diseños agrovoltaicos para apalancar el desarrollo de las energías renovables con un enfoque social y medioambiental que rompa paradigmas y potencie la matriz productiva local.

PARTICIPAR

A través de este evento, Glenn International atrajo el interés de destacadas figuras del sector energético de todo el mundo para brindar un debate de alto nivel en torno a soluciones concretas para la resiliencia y sostenibilidad de Puerto Rico.

Entre los nombres confirmados para participar en Energy 2023 se encuentran líderes visionarios que han dejado huella en la promoción de tecnologías limpias.

Jennifer Granholm, secretaria de Energía de Estados Unidos, es una de las figuras más destacadas en este evento. Granholm lidera el trabajo del Departamento de Energía (DOE) que promueve medidas concretas para que los Estados Unidos alcancen el objetivo de la administración Biden-Harris de lograr emisiones netas de carbono cero para 2050.

En el contexto de Puerto Rico, Granholm se ha destacado como una de las impulsoras de PR 100, una iniciativa que busca alcanzar el 100% de energías renovables en el archipiélago puertorriqueño. Su participación junto a la de otras autoridades de la cartera energética local en Energy 2023 será fundamental para brindar seguridad jurídica a los inversionistas de energías renovables y demás partes interesadas en la transición hacia un futuro energético sostenible.

Otras figuras relevantes que asistirán son Donald Sadoway, reconocido empresario del sector metalúrgico y de baterías para almacenamiento; Alexis Pascaris, científica social y especialista en políticas para el desarrollo agrovoltaico; el Dr. Boualem Hadjerioua, experto internacional en hidroelectricidad; Eric Back, pionero en la integración de microrredes con energías renovables y almacenamiento para estaciones de recarga de vehículos eléctricos; Ignacio Diaz, promotor de tecnología e infraestructura sostenible quien lidera las divisiones de Energía, Iluminación y Telecomunicaciones de Glenn International.

Este evento promete ser una oportunidad única para conocer las últimas innovaciones en el campo de las energías renovables, establecer contactos con expertos internacionales y promover inversiones en el sector energético de Puerto Rico.

PARTICIPAR

Los interesados en asistir a Energy 2023 tendrán la oportunidad de obtener un descuento en la compra de su entrada si lo hacen antes del 31 de julio de 2023. Esto permitirá que un mayor número de personas interesadas en la sostenibilidad de Puerto Rico puedan acceder a este evento transformador.

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Aprobaron una nueva licitación para el sector renovable de Argentina

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.

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Solis posiciona a México, Colombia y Dominicana como los mercados más atractivos para la venta de inversores

Si bien los marcos regulatorios no avanzan al ritmo de las tecnologías en Latinoamérica, la apuesta por sistemas de energía solar a través de proyectos a gran escala y generación distribuida ha llegado a la región para quedarse por la competitividad de los precios y la necesidad de cada país de cumplir con las metas de descarbonización.

Para dar respuesta a la creciente demanda, Solis, fabricante líder de soluciones de energía fotovoltaica sigue capturando mercados en todo el mundo con profesionalismo e innovación tecnológica como punta de lanza.

En una nueva edición del ciclo Protagonistas de Energía Estratégica, Sergio Rodríguez, Service Manager para México y Latam de Solis Inverters analizó el mercado fotovoltaico y destacó las nuevas tendencias solares que ofrece la compañía.

¿De los mercados en los que trabajan cuales son los más atractivos de Latam y porque?

México seguirá siendo uno de los mercados más atractivos por la cantidad de recursos solar y la demanda de energía que tiene. A pesar de la coyuntura política sigue siendo un mercado atractivo, ya que están llegando al país muchas empresas que requieren que su producto final sea producido por energía limpia. 

El segundo mercado es Colombia: aunque sigue habiendo retos regulatorios en reactivas y restricciones, tiene mucho potencial y ha hecho mucho avance en proyectos de gran escala.  

En el tercer puesto está República Dominicana que está viviendo un boom en las energías renovables, aunado a sus recursos naturales y su alta dependencia energética.

¿Cuáles son las expectativas y objetivos de venta para 2023 en dichos mercados?

En México buscamos mantener la cuota de mercado que tenemos actualmente que es de entre un 50 y 60% del total de la generación distribuida. Por otro lado, para Colombia buscamos saltar de un 10 a un 30%. 

En el resto de Latinoamérica empezamos a tener presencia de marca y todavía nos falta mucho por hacer. Tenemos especial apetito por Sudamérica y el Caribe en lo que respecta proyectos híbridos para comercial e industrial.

¿En México, la tendencia del mercado se inclina más por el autoconsumo o utility? 

Un punto intermedio. El sector residencial seguirá siendo obviamente la tendencia porque las restricciones regulatorias se van volviendo cada vez más flexibles. La gente empieza a tomar más en cuenta a las energías renovables como una solución palpable, económica y fácil de aplicar en su día a día.

En México, en efecto, los proyectos utility están un poco frenados por temas ideológicos, pero esperemos que en 2024 con el cambio de gobierno haya un boom en proyectos energéticos de gran escala. 

A pesar de todo el ambiente hostil y complicado por parte de las autoridades con esas amenazas de cambios en las regulaciones, la generación distribuida sigue creciendo a un ritmo de un 20 y 30% anual y esperamos que esa tendencia continúe. 

Ojalá que con el nuevo gobierno se quite ese tope que tenemos de 500 kW en límite de capacidad instalada y que se aumente a 1 MW o 5 MW. Eso sería radical para detonar la generación distribuida en México. Como especialistas consideramos que 5 MW sería el límite ideal porque para el sector comercial e industrial medio MW no le hace ni cosquillas a la demanda de una empresa.

¿Cómo se encuentra el mercado del almacenamiento respecto a la venta de inversores en México y en Latam?

Actualmente, uno de los mercados con mayor interés en sistemas de almacenamiento es Chile. Es como el Brasil pero de almacenamiento principalmente por los costos de electricidad al momento de su inyección. Cuando estás generando la mayor cantidad de energía a partir de fuentes renovables al momento de inyectarla a la red tienes un costo negativo incluso cero. De esta forma, el almacenamiento se vuelve muy atractivo para proyectos PMGD con una capacidad de 1 MW hasta 9.9 MW. 

En México aún es un nicho de mercado, tiene un alto costo de inversión inicial pero en el sector residencial se está empezando a mover.  Aún persisten limitaciones por los costos de las baterías, pero se nota el interés por migrar hacia ese tipo de tecnologías.

Por otro lado, queremos enfocarnos en el almacenamiento en el Caribe porque existen muchas islas que siguen dependiendo de generadores diesel y la tecnología solar ya dio un paso agigantado para poder reemplazar esas tecnologías. No obstante, esa transición toma mucho tiempo pero vamos en ese camino. 

Por ejemplo, República Dominicana, a pesar de que está pegado a Haití, sigue siendo una isla energética también muy dependiente de los altos costos de importación de los combustibles. Ellos están haciendo un gran esfuerzo para impulsar las energías renovables. En efecto, ya hay resoluciones para que los proyectos de gran escala requieran cierto porcentaje de almacenamiento.

En conclusión, cada país va caminando a su forma y a su velocidad pero estamos encaminados.

¿Cuáles son las últimas novedades en materia de inversores?

Uno de los modelos más demandados, son las versiones de equipos trifásicos de bajo voltaje que operan a 208, 220 y 240. Antes las capacidades máximas eran hasta 20 o 30 kW. Actualmente tenemos de 50 kW y de 60 kW los cuales se han movido muy bien en México, Colombia y Centroamérica. Además, estamos por lanzar una versión de 75 kW con mayor entrada de corriente, lo cual permite la compatibilidad con los nuevos paneles que están en el mercado.

Esos modelos y los inversores híbridos para configuraciones de fase dividida son los productos más vendidos en toda Latinoamérica. Todos tienen una eficiencia del 98 o 99%

Para disminuir el LCOE fotovoltaico, hacemos equipos cada vez más pequeños, compactos y eficientes para que aprovechen más corriente y voltaje en sus entradas. También en el sector residencial, hay nuevas gamas que reducen mucho su peso lo cual es mucho más sencillo al momento de instalar y los costos han ido bajando.

¿Cuáles son los grandes desafíos y retos que presenta la industria?

La profesionalización del sector porque el mercado se mueve por el precio: el usuario final quiere el servicio más barato y eso trae consigo un alto costo. 

Hay muchos instaladores que no tienen la preparación técnica, eléctrica y fotovoltaica necesaria para instalar este tipo de sistemas.

Como el inversor depende de que el panel esté bien instalado para funcionar, tenemos muchos problemas con instaladores cuando no están preparados y no respetan los procesos de servicio ni las garantías. Muchos hacen muy malos trabajos y abandonan a los clientes finales.

También a nivel macro se presentan desafíos en cuanto a los marcos regulatorios de cada país. Necesitamos claridad en las reglas del juego para que sea un ganar-ganar para todos. 

Muchas veces las reglas no están hechas con criterios técnicos y no son claras. Para lograr esa transición energética la regulación requiere de la participación de todos los actores: del gobierno, los entes que producen energía, las asociaciones, los profesionales y la sociedad en general . 

Un ejemplo de ellos son las restricciones en las importaciones y exportaciones que existen en países como Argentina

 

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COPARMEX alerta sobre la ampliación del límite para la generación distribuida para fomentar inversiones

Aunque la generación distribuida ha tenido un fuerte incremento en los últimos años en el país, la industria podría potenciarse aún más por las oportunidades del nearshoring, donde cada vez más multinacionales tienen la necesidad de cumplir con los criterios ESG. 

Para aprovechar todas esas inversiones, Carlos Aurelio Hernández González, vicepresidente de Energías Renovables de la Comisión Nacional de Energía de COPARMEX advierte a Energía Estratégica la necesidad de actualizar el marco regulatorio

“Tenemos que apuntar a la proyección alta de generación distribuida aumentando su límite de potencia. No es razonable que una empresa en California pueda generar hasta 10 MW y nosotros estemos limitados a 0,5 MW. Es importante aumentarla cuanto menos a 1 MW”, asegura.

“Necesitamos la democratización del mercado eléctrico. México no necesita pocos generadores grandes sino más bien que haya 5 millones de generadores en tanto los hogares como en las pymes”, agrega.

Para fomentar que esas pequeñas y medianas empresas adopten más energías limpias, el representante del sector no solo recomienda aumentar el límite de potencia en generación distribuida, sino también  disminuir el usuario calificado que actualmente es de 1 MW de demanda máxima a 500 kW.

Esta regulación permitiría que las empresas puedan generar más de lo que consumen y aportar su grano de arena a la descarbonización.

En este sentido, sugiere replicar el modelo francés de transición energética: “Necesitamos volver un derecho humano a la energía eléctrica para que cualquier mexicano pueda inyectar a la red. Que no solo quede en manos del distribuidor, sino de cualquier persona. Se necesita la descentralización de la energía eléctrica”.

Para el especialista, aunque en términos de generación distribuida se han aumentado tanto los proyectos en venta totales como el net metering, sigue pendiente la publicación del nuevo manual estatal de CONAMER que sienta ciertas bases para incentivar el net metering. 

“No obstante continúa habiendo oportunidades y apetito de las empresas de instalar sistemas de generación distribuida en varios sitios del país. Ese modelo sigue caminando cada vez con más fuerza y la CRE (Comisión Reguladora de Energía) debe acompañar ese ritmo”, explica.

“Desde COPARMEX, ante los efectos del nearshoring creemos que debemos fomentar la inversión porque sino la relocalización de las inversiones se va a dar en otros estados. Tenemos que tener la capacidad como país de no presentar una limitante para que las empresas internacionales puedan invertir en energía limpia”, concluye.

 

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La declaración de emergencia económica y social en La Guajira impulsará a las renovables

Esta semana, el Gobierno declaró la emergencia económica y social, en el departamento de La Guajira.

Hasta el 2 de agosto de este año el Gobierno, vía Decreto (ver al pie), adoptará medidas necesarias para conjurar la crisis e impedir la propagación de sus efectos en La Guajira.

En diálogo con Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio de OGE Legal Service, analiza las medidas, las cuales están estipuladas en el Decreto No. 1085 de 2023:

Subsidiar la implementación de techos solares,
Subsidiar las Micro redes,
Subsidiar los proyectos de energía distribuida y el almacenamiento de energía,
Implementar la transformación de Termoguajira,
Implementar la transformación de la distribución de los beneficios económicos provenientes de los proyectos de transición más allá del área de influencia de los proyectos,
Implementar puntos de conexión social,
Implementar esquemas tarifarios diferenciales para áreas con población especialmente vulnerable,
Implementar modelos innovadores de constitución de proyectos de transición energética pertenecientes a las comunidades,
Implementar modelos asociativos público – privados y popular-privados para el desarrollo de proyectos de transición energética,
Implementar el restablecimiento del equilibrio económico en los proyectos de transición energética y el desarrollo de mecanismos de relacionamiento entre comunidades y empresas.

Acompaño el Decreto No. 1085 de 2023 expedido por el Gobierno del Presidente Gustavo Petro, OGE Legal Services invita a todas las compañías interesadas que tengan dudas o inquietudes acerca de los cambios introducidos por el Decreto, para que se acerquen a nuestra firma y reciban una adecuada asesoría legal.



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Insólito: la fallida transferencia de yuanes a Chevron que expuso a Cammesa y al Citibank por un cargamento de gasoil

El buque BW Leopard nominado por la norteamericana Chevron espera fondeado en zona Alfa, frente a Montevideo, cargado con 50.000 metros cúbicos (m3) de gasoil. Tendría que haber amarrado en el puerto del Río de la Plata hace más de 10 días, pero Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que está a cargo de la importación de combustibles líquidos para las centrales de generación, aún no pudo concretar el pago del cargamento. A raíz de eso, como es lógico, Chevron no autoriza la descarga. El motivo de la demora esconde una trama increíble que, a priori, resulta impropia para Cammesa, una empresa con amplia experiencia en el área de comercio exterior que importa decenas de buques de combustibles durante cada año.

¿Qué fue lo que pasó? Como publicó EconoJournal el 16 de mayo, por la falta de dólares, Cammesa ofreció a los proveedores de gasoil reconvertir a yuanes los contratos de importación de gasoil, que originalmente estaban expresados en moneda norteamericana. El objetivo era claro: aprovechar el swap con China para pagar esos compromisos con moneda asiática en lugar de utilizar los escasísimos dólares que posee el Banco Central (BCRA).

Para materializar esa estrategia, Cammesa, que está a cargo de Sebastián Bonetto, un directivo que pasó por el Ministerio de Planificación cuando era conducido por Julio De Vido y ya en el gobierno de Alberto Fernández se plegó al ex secretario de Energía Eléctrica Federico Basualdo, inició una negociación con PetroChina, Chevron y BP, las compañías adjudicatarias de los tres cargamentos importados para junio y principios de julio.

El buque BW Leopard permanece fondeado en zona Alfa a la espera de que Cammesa pague el cargamento.

Negociación

Las partes exploraron distintas alternativas para cancelar los pagos en yuanes. No es un proceso sencillo. Por normativa a nivel global, varias petroleras occidentales —como Chevron y BP— no están autorizadas a recibir pagos en moneda china. Sólo aceptan dólares. En muchos casos, ni siquiera cuentan con una cuenta bancaria expresada en moneda china. Se buscó, entonces, un intermediario que pueda realizar la conversión de los yuanes provenientes del swap y, luego, depositar dólares a los proveedores de gasoil contratados por Cammesa. Así entró en escena el Citibank, una de las mayores entidades bancarias del planeta.

Lo insólito es lo que vino después: Cammesa llegó a un acuerdo —o a la luz de los hechos, creyó que había llegado a un acuerdo— con el Citi para que se haga cargo de la conversión cambiaria. Entonces, transfirió a una cuenta en Nueva York del banco norteamericano unos 25 millones de yuanes (equivalentes a unos US$ 35 millones), que es lo que cuesta cada cargamento de gasoil.

El Citi debía realizar el cierra de cambio y depositarle dólares a Chevron, pero algo falló y el banco quiso girarle esos mismos yuanes a la empresa norteamericana, que inmediatamente desconoció la operación y no aceptó el pago, según indicaron a EconoJournal dos fuentes privadas sin contacto entre sí. La petrolera estadounidense es una de las multinacionales que, por normativa interna, no está autorizada a recibir transferencias en moneda china.

Penalidades

Para peor, el problema para Cammesa es que la plata ya fue girada a una cuenta del Citibank de Nueva York que no le pertenece, por lo que no es tan fácil realizar el rescate del dinero enviado. Por ende, el conflicto sigue abierto y Chevron no habilita la descarga del BW Leopard.

Como las temperaturas en la zona centro del país fueron cálidas en las últimas dos semanas, Cammesa no tiene la premura de utilizar el gasoil en sus centrales porque hay gas natural disponible en el sistema. Pero cada día que pasa acumula costosas penalidades por la demora (demurrage) en la descarga.

Según indicaron fuentes privadas a EconoJournal, Cammesa podría enfrentar una situación similar con BP, que esta semana debería descargar otro cargamento de gasoil, pero aún no recibió el pago por el producto. Hasta ahora, la única operación que se pudo cerrar fue la de PetroChina, que se abonó por medio de una intermediación del JP Morgan, que cobró un interés del 1,8% para convertir en dólares los yuanes girados por la compañía argentina.

Para intentar resolver el problema derivado por la restricción externa que enfrenta el país, el BCRA autorizó la semana pasada un protocolo especial para que empresas públicas (o controladas por el Estado), como es el caso de Cammesa y Enarsa, puedan cancelar con yuanes obligaciones comerciales que fueron suscriptas en dólares. El mecanismo está en proceso de instrumentación y demorará algunos días en efectivizarse, pero en el gobierno confían que permitirá destrabar no sólo los pagos de gasoil sino también los de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) que corren por cuenta de Enarsa.

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, Nicolas Gandini

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¿Cómo es el sistema de conversión de yuanes a dólares que habilitó el Central para poder importar combustibles?

La importación de combustibles demanda durante el invierno una cantidad significativa de dólares. Sin embargo, debido al impacto de la sequía el Banco Central no está en condiciones en la actualidad de afrontar esos desembolsos. Debido a ello, el pasado 29 de junio publicó una comunicación en la que habilita a todas las empresas controladas por el Estado a crear cuentas para poder pagar los combustibles con yuanes, aprovechando los fondos que entraron luego de la ampliación del swap con China.

La medida beneficia a Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista y que está a cargo de la importación de gasoil para las centrales termoeléctricas, y la estatal Enarsa que suele importar GNL. Además, la petrolera YPF, controlada por el Estado, también podría hacer valer este instrumento para importar gasoil durante los próximos cuatro meses, período en el cual deberá enfrentar una parada de su refinería de Ensenada. El resto de las refinadoras, al ser empresas privadas, quedaron fuera de este esquema.   

La decisión se tomó luego de que Cammesa afrontara recientemente un insólito inconveniente al querer pagar un cargamento de gasoil transfiriéndole yuanes al Citibank para que esta entidad estadounidense realizara la conversión y le pagara el embarque a la estadounidense Chevron. Cammesa transfirió unos 250 millones de yuanes (equivalentes a unos US$ 35 millones) a una cuenta en Nueva York del banco norteamericano, pero la conversión aún no se pudo hacer y el cargamento continúa impago.

El nuevo mecanismo

Con la nueva normativa del Central, Cammesa, Enarsa e YPF podrán crear una cuenta en moneda extranjera en cualquier entidad financiera del exterior a la cual podrán transferir los yuanes que les libere el Central, una vez que les de acceso al mercado cambiario, y luego convertir esos yuanes para cancelar la importación de combustible que deba afrontar.

La operación tiene un costo adicional porque las entidades suelen cobrar por esa conversión, pero al menos permite destrabar la importación de combustibles. Por ejemplo, JP Morgan le cobró a Cammesa un interés de 1,8% para convertir a dólares los yuanes girados por la compañía argentina para pagarle un cargamento a PetroChina. Como el embarque tenía un costo de US$ 35 millones, el banco embolsó 630 mil dólares por realizar la conversión de yuanes a dólares.

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, Redaccion EconoJournal

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Mesa de Nación y provincias de Neuquén y Río Negro por las centrales hidroeléctricas

El gobierno nacional, y los de las provincias de Neuquén y Río Negro acordaron conformar una mesa de trabajo con el objetivo de “definir una hoja de ruta respecto al traspaso de las centrales hidroeléctricas (ubicadas en esas provincias, y cuya concesión a operadores privados caduca en los próximos meses) para llevar adelante un nuevo proceso de inversión para el sector energético argentino.

El Ministro de Economía, Sergio Massa, junto a la secretaria de Energía, Flavia Royon, recibieron a los gobernadores actual, y electo, de Neuquén, Omar Gutiérrez y Rolando Figueroa; y a los gobernadores actual, y electo, de Río Negro, Arabela Carreras y Alberto Weretilneck.

Durante el encuentro en el Palacio de Hacienda, el ministro Massa puntualizó que “hemos tomado la decisión de constituir un equipo de trabajo con las provincias, la Procuración del Tesoro, las Fiscalías de Estado de las provincias, el Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía a los efectos de encarar una nueva etapa que permita garantizar los derechos que tienen que ver con el uso del agua, con la generación de energía, y que tiene como objetivo garantizar precios justos para dicha energía en Neuquén y Río Negro, y para la generación que aporta al Sistema Eléctrico (Interconectado) Nacional”.

En ese sentido, Massa llamó también a “convocar al sector privado” para “garantizar un nuevo proceso de inversiones que nos permita mejorar la infraestructura del sistema eléctrico argentino”.

Las centrales hidroeléctricas El Chocón, Planicie Banderita, Piedra del Aguila, Arroyito y Alicurá fueron concesionadas por treinta años en 1993. Ahora quedarán en cabeza de la estatal ENARSA, pero su operación y mantenimiento sería a cargo de empresas privadas.

Massa indicó que en los próximos 120 días se “definirá como será el proceso para que de esta etapa que termina, de las viejas concesiones por licitación, se pase a una nueva etapa en la que Provincias, Nación y actores del sector privado puedan llevar adelante un nuevo proceso de inversión para el sector energético argentino, aprovechando y valorando los recursos de las provincias tantas veces denostados, tan importantes para el futuro de la Argentina”.

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Massa anunció inversiones en gas para pobladores de Añelo (Neuquén)

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 con fuerte crecimiento en Vaca Muerta. Se invertirán más de 942 millones de pesos y la obra beneficiará a 431 familias.

Al respecto, el ministro Massa expresó que “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”.

En esa línea, agregó que “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 registra un acelerado crecimiento demográfico en virtud de su cercanía con la formación hidrocarburífera no convencional Vaca Muerta. Más de 130 familias se beneficiarán directamente de esta obra en curso.

La nueva obra permitirá ampliar la red de distribución actual que posee la localidad de Añelo con la instalación de 9.045 metros de red en polietileno de alta densidad, para la distribución de gas natural en 26 manzanas, abasteciendo gas a otras 431 familias de la zona.

La Secretaria Flavia Royon, en tanto, sostuvo que “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 en la localidad de Añelo”.

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.

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.

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Minería: El empleo aumentó en marzo 7,5 % i.a.

Según datos oficiales de la Secretaría de Minería de la Nación en marzo de 2023 la industria minera alcanzó los 38.495 puestos de trabajo directo, con una suba interanual de 7,5 por ciento.

. El sector marca 27 meses consecutivos con incrementos interanuales en la cantidad de puestos de trabajo y el empleo minero femenino alcanzó los 4.269 puestos de trabajo, creciendo 23 % interanual.

Los sectores que más crecieron:

La industria del litio alcanzó los 3.957 puestos de trabajo, lo que implicó un crecimiento interanual del 58 %.

Los servicios y actividades relacionadas con la minería, alcanzó los 8.368 puestos de trabajo y tuvo un incremento interanual del 6,7 por ciento.

La producción de minerales no metalíferos alcanzó los 3.496 puestos de trabajo, teniendo un incremento interanual del 4,9 por ciento.

Las provincias que más crecieron en empleo minero:

. Salta alcanzó los 4.396 empleados directos en la minería, implicando un crecimiento del 40 % interanual.

. Catamarca alcanzó los 2.305 puestos de trabajo directos, aumentando 26 % interanual.

. Jujuy alcanzó los 3.422 puestos de trabajo directos, creciendo 25.3 % interanual.

. Córdoba alcanzó los 2.250 puestos de trabajo directos, creciendo 6.4 % interanual.

. Buenos Aires alcanzó los 4.335 puestos de trabajo directos, creciendo 4.9 % interanual.

Fuente: SIACAM, Sistema de Información Abierta a la Comunidad sobre la Actividad Minera en Argentina.

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Trafigura cerró acuerdo con Capex y financiará el desarrollo de una nueva área en Vaca Muerta

Trafigura, uno de los mayores traders de combustibles del planeta, que en la Argentina opera la marca de estaciones de servicio Puma, firmó un acuerdo con Capsa-Capex, la sexta productora de crudo del país, para desarrollar en forma conjunta el área Agua del Cajón, en Neuquén.

En rigor, Trafigura aportará el 30% de la inversión que demandará la perforación de cuatro pozos en el campo sobre la formación Vaca Muerta. Compartirá, de ese modo, el riesgo geológico del proyecto con Capex y recibirá, a cambio, un 30% de la producción resultante de las perforaciones durante los próximos 12 años. Así se desprende del hecho relevante enviado este martes a la Comisión Nacional de Valores (CNV)

Trafigura ya había explorado una iniciativa similar en 2021 cuando firmó un acuerdo con Vista, la compañía creada por Miguel Galuccio, para financiar en ese momento el desarrollo de tres pads nuevos en el bloque Bajada del Palo Oeste. Este acuerdo le permitió a Trafigura desembarcar en Vaca Muerta. El acuerdo fue ampliado en 2022 con una nueva inversión conjunta de US$ 150 millones.

Acuerdo

El acuerdo entre Trafigura y Capsa-Capex es por cuatro pozos, pero existe la posibilidad de que la multinacional holandesa amplíe su participación por otros 12 pozos en el mismo bloque. Cuenta con 30 meses para tomar esa decisión. Agua del Cajón está a 28 kilómetros de la ciudad de Neuquén.

Las compañías firmaron un acuerdo conocido como farm-out Agreement. Pero, además, suscribieron un joint operating agreement y un contrato de unión transitoria. Según lo acordado, Trafigura abonará a Capex “ciertos montos relacionados con el acceso a aquellos pozos en los que participe, un royalty por su producción, y costos de operación”. Desde las empresas evitaron precisar los montos involucrados ante la consulta de EconoJournal.

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, Roberto Bellato

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Autorizan a Equinor a perforar un pozo offshore en el Mar Argentino a partir de diciembre

El pozo para buscar petróleo se perforará a más de 315 kilómetros de las costas de la provincia de Buenos Aires entre diciembre y junio de 2024. Podría haber un yacimiento con capacidad de producir 200 mil barriles de petróleo día, equivalente a casi el 40% de lo que hoy produce el país. El buque que hará la perforación es el Valaris DS 17. La Secretaría de Cambio Climático, a cargo de Cecilia Nicolini, autorizó este martes a Equinor a perforar un pozo exploratorio en el proyecto offshore Argerich I, ubicado en la Cuenca Atlántico Norte en el bloque 100 […]

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Renovación en la UIA: el sector energía se incorpora al directorio de cara al boom de 2024

Aunque Daniel Funes de Rioja fue reelecto como presidente, los energéticos pasaron a tener representación formal por primera vez en las segundas líneas, con una importante presencia de Techint. Cuáles fueron los demás criterios para la renovación de las listas de la entidad patronal. La renovación de las autoridades de la Unión Industrial Argentina (UIA), la semana pasada, trajo como novedad el debut en la Junta Directiva de un sector clave para la economía que se viene en los próximos años: el energético. Al mismo tiempo, el acuerdo para las listas incluyó a otros sectores y territorios nuevos en la […]

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Finalizan la anteúltima etapa de llenado del Gasoducto Néstor Kirchner hasta Salliqueló

El proceso de llenado del Gasoducto Néstor Kirchner, que llevará gas desde Vaca Muerta hasta Salliqueló, terminará su anteúltima etapa este martes. La anteúltima etapa del proceso de llenado del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, que llevará el gas del yacimiento neuquino de hidrocarburos Vaca Muerta hasta el partido bonaerense de Salliqueló, y significará un importante ahorro energético para nuestro país, finalizará este martes. En rigor, el Gasoducto Néstor Kirchner está por terminar su proceso de llenado de gas, en el cual también se realizaron fases de barrido y presurización de las cañerías de forma progresiva. Actualmente, con la finalización de […]

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Licitación de dos obras emblemáticas para Salta

Flavia Royon acompañó al gobernador Sáenz en la firma del convenio con la provincia de Tucumán que habilita la licitación del Gasoducto de los valles Calchaquíes. La secretaria participó por videoconferencia del acto donde, además, se anunció el alteo del Embalse El Limón. “El Gasoducto de los Valles Calchaquíes es una obra que la provincia de Salta está buscando hace casi 20 años, porque no tan solo beneficia a 35.000 habitantes de las localidades, sino que posibilita el desarrollo productivo industrial y también el desarrollo turístico tanto en Salta como en Tucumán” afirmó la secretaria de Energía. El gobernador salteño, […]

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La puesta en marcha del parque industrial Pata Mora ya es ley con la aprobación del Senado

Tras más de cuatro años de trabajo para la creación del Parque Industrial y de Servicios en Malargüe, el Gobernador Rodolfo Suarez envió le proyecto a la Legislatura.  Ayer obtuvo sanción definitiva. El objetivo es potenciar el desarrollo, en una zona que cuenta con operadores de hidrocarburos y cercana a la mina de potasio de PRC. Con la sanción del Senado, la creación del parque industrial, minero y petrolero más austral de Mendoza ya es Ley. “Este es un paso más en la transformación del extremo sur de Mendoza, tras cuatro cuatro años de trabajo consistente que le traerán grandes […]

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Comunicado Conjunto de los presidentes de los Estados Partes del MERCOSUR Argentina, Brasil y Paraguay

Los Presidentes de los Estados Partes del MERCOSUR, Alberto Ángel Fernández, por la República Argentina; Luiz Inácio Lula da Silva, por la República Federativa del Brasil y Mario Abdo Benítez, por la República del Paraguay, participaron en la LXII Cumbre de Presidentes del MERCOSUR, celebrada el día 4 de julio de 2023, en la ciudad de Puerto Iguazú, Provincia de Misiones en la República Argentina. Durante el encuentro, los Presidentes renovaron el compromiso del MERCOSUR con el fortalecimiento de la democracia, el estado de derecho y el respeto a los derechos humanos, y resaltaron la importancia de la agenda económica, […]

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Los Diputados trabajan en el Régimen de Licencias para la Promoción del Gas Natural en Argentina

La Comisión Mixta de Presupuesto y Hacienda, junto con la Comisión de Energía y Combustibles, discutirán el Programa de Promoción de GNL en el país. Fue invitado el presidente de YPF S.A., Dr. Pablo González. Ayer, un plenario de las comisiones de la Cámara de Diputados inició la discusión de la ley que promueve la producción de gas natural licuado (GNL), así como la promoción del hidrógeno bajo en carbono. Estas iniciativas fueron enviadas por el gobierno en respuesta a temas relacionados con la energía. Pablo González, presidente de YPF, habló sobre el proyecto de ley de Fomento del Gas […]

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Argentina Energy Summit: Perspectiva optimista para el sector energético del país

Chryssa Tsouraki, CEO y Cofundadora de IN-VR afirmó que “A pesar de un año lleno de desafíos, Argentina ha demostrado la resistencia y adaptabilidad de la industria energética”. “Nuestra respuesta colectiva ha demostrado que la colaboración exitosa con el sector público no es sólo una posibilidad, sino una realidad floreciente. A medida que navegamos por una agenda en desarrollo, esta cumbre “Argentina Energy Summit 2023″ ha servido como un terreno fértil para fomentar la cooperación, compartir conocimientos invaluables y elaborar estrategias para desbloquear el vasto potencial del desarrollo de hidrocarburos no convencionales en Argentina”. añadió. Realizado en el Hilton de […]

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Se frustró por no poder cobrar su sueldo y creó una fintech que procesa u$s 500 M por año

Tomás Mindlin reconvirtió su empresa a un negocio B2B y se expandió a Colombia, Perú, Chile y México. Los consejos de su padre y su visión del ecosistema emprendedor. Tomás Mindlin tenía 23 años cuando Pampa Energía, la empresa que cofundó y aún preside su padre, Marcelo, compró los activos de Petrobras en Argentina por US$ 892 millones. Él, recién recibido de ingeniero industrial en el ITBA, había jurado que nunca iba a trabajar en la compañía familiar, sin embargo, alguien lo convenció. “Cuando surgió lo de Petrobras se necesitaban manos de confianza. Mi viejo me dijo: ‘Che, no te […]

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Régimen de Promoción Industrial: Avisan a las empresas de la falta de valor agregado en sus operaciones

El economista Juan Carlos Hallak, economista e investigador del CONICET dijo: “No podemos competir con China, Taiwán o India”. El Régimen de Fomento Industrial en Tierra del Fuego es mucho menos conflictivo. Esta política brinda a las empresas beneficios fiscales y financieros, pero esas empresas disfrutan de una fuerte protección contra la arbitrariedad a expensas de los consumidores nacionales. “No es conveniente que esto siga así. Hicimos un estudio muy grande y la conclusión es que es un régimen que no dio resultado. Se consiguió que haya población en la isla pero nos sale súper caro”, mencionó Hallak. “El subrégimen […]

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Cuál es la alternativa que encontró Oldelval para agilizar la ampliación de la red de transporte de crudo desde Vaca Muerta

NEUQUÉN.- Oldelval, la empresa que opera la mayor red de oleoductos del país, estuvo negociando con Tenaris durante los últimos meses el contrato de compra de la tanda final de tubos para completar la ampliación del sistema de transporte de petróleo que conecta Neuquén con el sur de la provincia de Buenos Aires. Esas conversaciones estaban empantanadas por un obstáculo concreto: la ausencia de dólares para importar desde Brasil la chapa (materia prima) para fabricar los tubos que demandará el proyecto Duplicar Plus, que prevé la incorporación de 50.000 metros cúbicos (m3) a la capacidad instalada de la red.

Por el agudo deterioro de las reservas del Banco Central, que complicaron el acceso a las divisas, la compañía del grupo Techint evaluó distintos esquemas para financiar esa operación con bancos presentes tanto en la Argentina como en Brasil. Oldelval, por su parte, llegó incluso a sondear la posibilidad de importar los caños desde el exterior, en lo que pareció más una decisión orientada a buscar un precio alternativo de los tubos de acero que una solución en concreto, dado que es muy poco probable que el gobierno autorice la importación de un producto que puede fabricarse en un complejo siderúrgico local.

La alternativa que se encontró para lidiar con la fuerte restricción cambiaria fue que Oldelval se haga cargo por su cuenta de importar la chapa para fabricar unos 200 km de caños que restan para completar la expansión prevista por el Duplicar Plus. A diferencia de lo que sucedió en importaciones anteriores, que estuvieron a cargo de Tenaris, en esta ocasión Oldelval —que es propiedad de varias empresas productoras como YPF, ExxonMobil, PAE, Chevron, Pampa, Pluspetrol y Tecpetrol— se encargará de nacionalizar la chapa para lo cual deberá conseguir la aprobación del Sistema de Importaciones de la República Argentina (SIRA) y luego deberá obtener luz verde del BCRA para girar US$ 42 millones (al tipo de cambio oficial) hacia el exterior, que es el costo de la chapa. Así lo confirmaron fuentes de ambas compañías a EconoJournal.

Hösel está a cargo del proyecto de expansión que más interesa a los productores de crudo desde Vaca Muerta.

Visión

Según comentó el CEO de Oldelval, Ricardo Hösel, lo crítico es poder importar la chapa para fabricar los caños lo antes posible. “Esperamos que esta semana o la próxima podamos realizar el pago hacia Alemania y Brasil, de donde viene la materia prima para los caños”, explicó.

“De todo lo que nos falta importar en el proyecto Duplicar Plus, la chapa para los últimos ductos es la parte más grande. Estamos teniendo entendimiento y ayuda de las autoridades para que le den prioridad a la resolución del tema”, aseguró. Tanto la Secretaría de Energía como la de Comercio se comprometieron a agilizar los trámites.

Hösel aclaró que la dilatada negociación para adquirir la última tanda de caños no significó por ahora demora alguna en la ejecución de la ampliación, ni tampoco un presupuesto extra. Aunque reconoció que “son días críticos para que el metal pueda llegar, y los caños se puedan terminar a tiempo para poder continuar con el soldado para el mes de octubre”.

Etapas de ampliación

En relación al proyecto Duplicar Plus, Oldelval estableció cuatro frentes de trabajo que incluyen la construcción de estaciones de bombeo y el tendido de cañerías en dirección este-oeste (desde Neuquén hacia Puerto Rosales, en Buenos Aires) y viceversa. En ese sentido, se han establecido fechas específicas para cada etapa de ampliación.

La primera, programada para septiembre-octubre, permitirá agregar una capacidad extra de 20.000 barriles diarios de petróleo. La segunda, prevista para marzo de 2024, sumará otros 45.000 barriles adicionales. Por último, para el primer trimestre de 2025, se espera sumar los 180.000 barriles restantes que prevé el proyecto. Hösel indicó que, si todo marcha bien, existe la posibilidad de adelantar ese último hito.

Más proyectos

Respecto a las proyecciones a futuro, Hösel afirmó que por el momento no se contempla la realización de un proyecto Triplicar. Pero aseguró que sí se contemplan futuras obras. Se están estudiando posibles ampliaciones aguas arriba de la estación de bombeo de Allen, hacia Puerto Rosales, como parte de los próximos pasos a seguir para garantizar el transporte adecuado del crudo hacia el océano Atlántico.

No obstante, el enfoque principal hoy es el Duplicar Plus y completar el oleoducto Vaca Muerta Norte, propiedad de YPF, para lograr que la cuenca pueda evacuar hasta 700.000 barriles para fines de 2024 o principios de 2025.

Hösel también se refirió a los avances de evacuación de la producción hacia Chile al reactivar el Oleoducto Trasandino (Otasa). “La reversión de Otasa ha sido fundamental, ya que ha proporcionado a la cuenca más alternativas de salida de crudo, generando una capacidad adicional de aproximadamente 50.000 barriles”. “Seguimos trabajando para incrementar la capacidad de evacuación de Vaca Muerta, lo cual brinda más flexibilidad al sistema y beneficia al país al permitir exportaciones hacia el océano Pacífico y el Atlántico”, concluyó.

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, Jorgelina Reyente

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Análisis: retos de transmisión y ventajas del almacenamiento para el despliegue de renovables

República Dominicana continúa ampliando su parque de generación renovable. El crecimiento es significativo, con un aumento proyectado de aproximadamente 1800 megavatios de generación en los próximos años.

Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit en el Caribe, Alfonso Rodríguez, CEO de Soventix Caribbean, destacó que esta expansión representa una excelente noticia, ya que más energía renovable significa una energía más limpia, más económica y menos dependencia de la importación de combustibles fósiles.

“Estamos viviendo un momento de transformaciones y el gobierno está comprometido en su objetivo de impulsar la energía renovable y reducir al mínimo las restricciones”, declaró Alfonso Rodríguez.

Esto marca un cambio importante en el escenario para los desarrolladores de proyectos de energía renovable en el país. Por lo que el referente empresario celebró los avances realizados por la actual administración.

El marco regulatorio precedente no había tenido en cuenta el rápido desarrollo tecnológico en el sector de las energías renovables, y desde el sector privado agradecen el esfuerzo conjunto de la Superintendencia de Electricidad, la Comisión Nacional de Energía y el Ministerio de Energía y Minas para adaptar las regulaciones y normativas existentes.

En este sentido, la Comisión Nacional de Energía ha trabajado en dos resoluciones publicadas el lunes 20 de febrero destinadas a la inclusión de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías para los proyectos de energías renovables variables (ERV) y las condiciones particulares para tramitar las solicitudes de concesiones para generación con almacenamiento BESS (Res CNE-AD-0003-2023 y Res CNE-AD-0004-2023).

La Superintendencia de Electricidad también ha estado trabajando en la adaptación de reglamentos; entre ellos, los relacionados con la Ley General de Electricidad, la generación distribuida y el modelo de compensación para los bancos de almacenamiento mediante las empresas de transmisión y distribución.

Vistos los avances, el CEO de Soventix Caribbean destacó que estas resoluciones generarán cambios necesarios en el panorama energético dominicano. Esto es crucial para superar las restricciones actuales en las redes de transmisión y no frenar la implementación de proyectos de energías renovables.

¿Hay capacidad suficiente en las redes de transmisión? ¿Cuáles son los retos para que ingrese toda esa nueva capacidad sostenible al sistema? Fueron otras de las preguntas respondidas por Rodríguez durante Future Energy Summit. 

Al respecto, Alfonso Rodríguez señaló que el crecimiento económico experimentado en los últimos años, impulsado por las políticas gubernamentales y la confianza en sectores como el turismo y el nearshoring, ha llevado a un aumento significativo en la demanda de energía.

Sin embargo, añadió que si bien es posible inyectar más energía renovable en las redes de transmisión, es difícil para las redes tradicionales mantenerse al ritmo de crecimiento de este nuevo desarrollo. Aquí es donde el almacenamiento de energía juega un papel crucial.

Finalizando con el análisis de Alfonso Rodríguez, la implementación de sistemas de almacenamiento permitirá que más plantas solares, que están conectadas a líneas de transmisión o distribución saturadas, puedan almacenar energía durante el día y suministrarla durante la noche. Esto sería una herramienta valiosa para las empresas de transmisión y un medio para mantener la red eléctrica más sostenible.

Siete proyectos solares con baterías avanzan en el proceso de concesiones en República Dominicana

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Sugieren cambios en el marco regulatorio claves para detonar las energías renovables en México

De cara a las elecciones presidenciales previstas para el 2 de junio de 2024 en México, reina la incertidumbre en el sector de las energías renovables.

De acuerdo al sector privado, en México se ha visto más impulso en la generación distribuida que en proyectos a nivel utility, sobre todo, por las cancelaciones de las subastas por parte de la gestión de Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

Estas suspensiones en las subastas han ocasionado que muchos proyectos renovables a gran escala hayan quedado en stand by, a la expectativa de un cambio en la actitud del gobierno.

Independientemente de quién llegue al poder el próximo año, Rodolfo Alanis, desarrollador de proyectos renovables destaca el potencial que tienen las energías renovables en México tanto a nivel utility como en generación distribuida y sugiere cambios en la normativa para impulsar la actividad, en conversaciones con Energía Estratégica,.

Los cambios propuestos

Reactivar las subastas a largo plazo

Alanis asegura que se deben recuperar las subastas eléctricas a largo plazo para garantizar la capacidad instalada que se necesitará en el corto y mediano plazo.

“Esperamos un crecimiento de al menos un 5% de demanda de energía eléctrica en los próximos años. Por ello, necesitamos recuperar esa inversión que ya estaba y ascendía a unos 40 mil millones de dólares, pero dada la incertidumbre del gobierno actual no llegó a potenciarse”, alerta.

“Recordemos que tenemos parado casi 1 GW de capacidad instalada porque no hay permisos para poder interconectarse a la red y poder inyectar esa energía al sistema eléctrico nacional”, agrega.

El especialista expone que a nivel utility, en México el potencial de desarrollo de proyectos de crecimiento anual es bastante prometedor por los efectos del nearshoring.

“México transita una política más restringente de factores privados de energía eléctrica. Es necesaria una política más abierta que no trabe permisos sino que de incentivos para que este tipo de plantas se puedan generar”, asevera.

Crear políticas públicas que ayuden a cumplir los compromisos asumidos en el Acuerdo de París

Teniendo en cuenta que México prometió generar el 50% de su electricidad para el 2050 con energías limpias, el especialista insiste en que es importante acelerar esos compromisos.

“Necesitamos garantizar que haya un crecimiento claro en promedio de aquí al 2050 para llegar a esas metas. Necesitamos blindar esos compromisos independientemente de quien esté a la cabeza del Gobierno Federal”, explica.

No desatender las inversiones en las redes de transmisión

Para Alanis, hay que asegurar el nivel de inversión que se viene: “Necesitamos saber cuánto le va a invertir el estado mexicano a las cuestiones de generación, transmisión y distribución porque no podemos operar subastas para generar energía cuando estamos desatendiendo la parte de transmisión”.

“La transición energética se va a dar solamente cuando volvamos a ver a las líneas de transmisión como un ente generador de eficiencia que da oportunidades de energía y desarrollo. Es crucial que se dedique más inversión a las líneas de transmisión porque de nada sirve tener generación, si no podemos transportar esa energía”, alerta.

Según International Renewable Energy Agency (IRENA), Mexico recibió 14.4 mil millones de dólares solamente entre el 2010 y el 219. Estas cifras arrojan un promedio de casi 1250 millones de dólares anuales. 

“Es una inversión importante que debemos asignar en sentar las bases para que desarrollos renovables como parques eólicos y fotovoltaicos puedan funcionar. Es importante que reactivemos esa industria, porque no vamos a tener energía para satisfacer la demanda de las empresas que llegan a México, principalmente en el norte y el oeste del país”, alerta.

Enfatizar en políticas de eficiencia energética

De acuerdo a Alanis es fundamental desarrollar el mercado de eficiencia energética: “Hay que sentar las bases para definir cómo consumir menos energía y seguir produciendo lo mismo”. 

Además, alerta que se debe dejar de desperdiciar energía que se puede utilizar en procesos productivos. Para ello, invita a toda la industria a involucrarse y adoptar tecnologías que reduzcan su CO2 por más pequeñas o grandes que sean esas inversiones. 

Incrementar el límite de potencia para proyectos de generación distribuida

El desarrollador de proyectos renovables sugiere que es menester aumentar el nivel de capacidad instalada, de 500 kW a mínimo un 1 MW. Este cambio se tendría que llevar adelante en los próximos meses para poder aprovechar todas las inversiones que se están dando en México.

 

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Fraunhofer Chile proyecta que el país tiene un potencial de 16 GW para la fotovoltaica flotante

La energía solar fotovoltaica flotante (FPV) es un concepto que poco a poco toma mayor lugar a lo largo del mundo y cada vez más actores utilizan porciones de las masas de agua de su superficie para ubicar sistemas renovables conectados a la red, a tal punto que hoy en día alcanza los 3 GW de capacidad instalada. 

Ante esa tendencia, el Instituto Fraunhofer Chile analizó el potencial y viabilidad de esta tecnología para la transición energética y la protección de recursos hídricos de la evaporación en el país trasandino. 

“Chile será el único país de Latinoamérica con estrés hídrico extremadamente alto al año 2040, sumado a que el país debe agregar otros 30 GW de energía renovable en una década”, contextualizó David Jung, Ingeniero de Investigación de Conceptos PV Integrativos en Fraunhofer Chile. 

“Bajo este panorama, encontramos más de 30000 superficies de agua que acumulan 13961 km2. La mayoría de esas son de carácter natural, por lo que excluyendolas, esa superficie se disminuye a sólo 342 km2. Y si consideramos una densidad flotante FV de 1,2 MW/ha, nos da un potencial de 16568 MW de capacidad a lo largo del país, principalmente en la zona central, entre Coquimbo y Biobío”, explicó durante un webinar. 

Ese potencial para la generación de energía fotovoltaica flotante significaría poco más de 27000 GWh por año, es decir, aproximadamente un 33% de la producción eléctrica a nivel nacional en la actualidad. Mientras que a su vez, podría proteger alrededor de 163 millones de metros cúbicos al año de la evaporación (39% de uso de agua potable doméstico). 

Cabe recordar que, a medida que bajan los precios de los sistemas fotovoltaicos y mejora la fiabilidad, aumenta la presión para encontrar lugares adecuados para los sistemas centralizados conectados a la red, especialmente en las zonas en que el uso de la tierra es una restricción crítica, y la FPV ofrece una alternativa atractiva a los sistemas terrestres.

¿Qué segmentos podrían ser más viables? El estudio del Instituto Fraunhofer Chile determinó que la mayoría del potencial se encuentra en el segmento de net-billing, es decir, en la generación distribuida, debido a las masas de agua pequeñas existentes en el país. Y allí el costo por MWh rondaría entre los USD 70 y USD 80 en aquellas zonas con mejor factor de carga. 

Aunque no descartó que también hay potencial para los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) y proyectos de utility scale, “mediante centrales más grandes y un LCOE más bajo”.

“Pero para ello se debe encontrar los mecanismos para aplicar esos proyectos ya que resultan más caros que los que se hacen en tierra”, aclaró David Jung. 

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Trece mini redes renovables del PERMER se pondrán en marcha durante 2023

Con el objetivo de mejorar la calidad de vida de las poblaciones rurales, a través del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) y gracias al financiamiento del Banco Mundial, este 2023 se pondrá en marcha, entre otras obras, la construcción de 13 mini redes de generación de energía eléctrica en base a fuentes renovables en cuatro provincias (Catamarca, Jujuy, Salta y Río Negro), para abastecer a poblados aislados de la red. La inversión total es de 28,3 millones de dólares.

En el marco de este programa, la Secretaría de Energía está avanzando también en la instalación de sistemas de generación fotovoltaica para 494 Centros de Atención Primaria de Salud en Catamarca, Chaco, Chubut, Córdoba, Jujuy, La Rioja, Misiones, Neuquén, Río Negro, Salta, Santa Cruz, Santiago del Estero, Tucumán.

Estas obras son claves para las zonas rurales de las provincias ya que, con una inversión de 18 millones de dólares para garantizar energía eléctrica en sus centros, los profesionales de la salud podrán extender los horarios de guardia y la calidad de las prestaciones para más de 40.000 argentinos y argentinas.

“PERMER es uno de los programas que le cambian la realidad de vida a muchos argentinos y argentinas que viven en lugares remotos, como a poblaciones rurales que hoy no tienen acceso a la energía eléctrica por sistema. Por eso es tan importante y prioritario para nosotros, porque nuestro objetivo de gestión es mejorar la calidad de vida de todos los argentinos.”, destacó la secretaria de Energía Flavia Royon.

Además, con una inversión de 2,5 millones de dólares, se entregaron 2.600 boyeros solares a 10.000 pequeños productores rurales en zonas sin acceso a la red de distribución eléctrica en 19 provincias, para electrificar los alambrados y mantener confinado al ganado. Este tipo de tecnología de bajo costo y de alto impacto facilita a los pequeños productores utilizar selectivamente el espacio de los predios.

Para los establecimientos públicos, a través de PERMER se está concretando la instalación de sistemas para abastecer de electricidad, a partir de energías renovables a 281 dependencias estatales de 19 provincias, como escuelas rurales, puestos de Gendarmería Nacional, puestos fronterizos del Ejército Argentino, campamentos de Vialidad Nacional, establecimientos sanitarios y destacamentos policiales. La inversión destinada es de 22 millones de dólares y beneficia a más de 20 mil personas.

Para este año también se espera la instalación de sistemas fotovoltaicos para generar energía eléctrica en 11 Parques Nacionales, y 104 hogares aislados en zonas rurales en Catamarca y Santa Cruz, para que accedan por primera vez a la electricidad. Se completa así la última tanda de provisión de 742 equipos, a partir de una inversión de 2 millones de dólares.

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INERATEC y GIZ impulsarán la producción de e-combustibles en Chile

INERATEC, líder en el mercado de Power-to-X en Alemania, ha formado una colaboración público-privada con la agencia de cooperación alemana GIZ, para promover la producción de e-combustibles en Chile, en el marco del programa International Hydrogen Ramp-Up (H2Uppp), financiado por el Ministerio Federal de Economía y Acción por el Clima de Alemania (BMWK).

El objetivo es demostrar una solución técnicamente factible y comercialmente viable para la aplicación de plantas Power-to-Liquid (PtL) utilizando unidades modulares de síntesis.

Los combustibles sintéticos pueden utilizarse para sustituir a los combustibles fósiles en barcos, aviones, camiones y automóviles. Una producción local de estos combustibles va de la mano con la estrategia chilena de hidrógeno y apoya la expansión de la producción de energías renovables. La producción local de e-combustibles a partir de hidrógeno verde podría contribuir a aumentar la competitividad de la industria chilena al reducir su dependencia de los combustibles fósiles importados y a mitigar los riesgos asociados a las fluctuaciones de los precios internacionales del petróleo e interrupciones de suministro.

La iniciativa incluye una evaluación del potencial de producción de e-combustible en Chile. Se identificarán y analizarán los posibles compradores y proveedores de materias primas, así como las diferentes regiones chilenas para establecer y optimizar el diseño de las plantas, de manera de adaptarse mejor a las necesidades y condiciones locales. Los socios trabajarán con instituciones locales como la industria, universidades y comunidades para construir una cadena de valor sostenible para los e-combustibles en el país.

«Chile se perfila como uno de los focos mundiales para la producción de e-combustibles, mostrando un inmenso potencial debido a la disponibilidad de electricidad renovable a gran escala. Esta es la razón por la que INERATEC tiene como objetivo una planta de e-combustible a gran escala que reciclará toneladas de CO2 cada hora», explicó Philipp Engelkamp, CCO de INERATEC.

«Nuestro enfoque modular nos permite construir las capacidades de producción junto con la expansión de las instalaciones de energía renovable y las fuentes de CO2. Junto con nuestros socios locales, Ferrostaal Chile, somos capaces de fomentar estrechas conexiones en Chile para impulsar el desarrollo de proyectos. Proporcionaremos grandes cantidades de e-combustibles, no sólo para los sectores difíciles de abatir como la aviación, conduciéndonos hacia un futuro más sostenible», agregó.

El esfuerzo por limitar el cambio climático exige la defosilización y nuevas tecnologías en muchos sectores. Mientras que algunos sectores industriales pueden electrificarse fácilmente con energía renovable, otros como la minería, el transporte marítimo, la aviación y el transporte pesado se enfrentan a grandes retos a la hora de reducir sus emisiones de CO2. Para estas aplicaciones, los llamados e-combustibles, producidos a partir de electricidad renovable y CO2, son una opción prometedora, especialmente en países con gran potencial de energía eólica y solar como Chile.

El desarrollo de un proyecto PtL pretende estimular la innovación tecnológica y el desarrollo de nuevos procesos de fabricación, así como facilitar sinergias con desarrolladores de proyecto locales e instituciones educativas, creando nuevas oportunidades para las empresas locales, nuevas oportunidades de empleo y apoyando el crecimiento de una economía basada en el conocimiento.

«Esta colaboración muestra cómo el gobierno alemán apoya el proceso de descarbonización y la promoción de combustibles sostenibles. A través de esta iniciativa buscamos incentivar la producción de nuevos combustibles e impulsar la economía local, para lo cual INERATEC se vinculará con distintos actores locales. Este es el segundo Proyecto de H2Uppp firmado por GIZ en Chile, lo que nos posiciona a la vanguardia de los desarrollos globales del mercado de hidrógeno verde y nuevos portadores energéticos», señaló Javier Ortiz, jefe del Programa H2Uppp de GIZ para Chile, Argentina y Uruguay.

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Gianni Chianetta concluirá su mandato como CEO interino del Global Solar Council en 2023 después de años de crecimiento

El Global Solar Council (GSC) anunció que está buscando un CEO de tiempo completo, ya que el actual CEO Gianni Chianetta se acerca al final de su mandato de tres años en 2023.

Chianetta participará en el proceso de reclutamiento y continuará sirviendo como CEO hasta que se incorpore el nuevo liderazgo. Luego continuará sirviendo como Asesor Principal hasta fines de 2023, asegurando una transición sin problemas a medida que la asociación prepara sus esfuerzos de promoción y el aumento de miembros hacia la COP28.

Dado que el mandato del director ejecutivo de Chianetta está llegando a su fin y la asociación entra en una nueva fase de crecimiento, el GSC busca ahora un director ejecutivo a tiempo completo para entregar el relevo y aprovechar las importantes iniciativas establecidas durante su mandato.

“Ha sido un honor servir como CEO de GSC durante los últimos tres años y ayudar a impulsar el impresionante crecimiento de la asociación y la industria de la energía solar fotovoltaica. Ha sido una experiencia gratificante y estoy orgulloso de lo que hemos podido lograr en un momento tan crítico, ya que el mundo aumenta urgentemente la energía solar para evitar los peores impactos del cambio climático y lograr la seguridad energética”, dijo Chianetta .

“Espero continuar la sólida colaboración con el presidente de GSC, Maté Heisz, y apoyar al nuevo director ejecutivo a medida que llevan el impacto de GSC al siguiente nivel”.

Líder de la asociación fotovoltaica italiana desde 2001, Chianetta fundó la Red de asociaciones fotovoltaicas nacionales (NNNPVA) en 2007, coordinándola hasta 2015, cuando cofundó el GSC en la COP21 en París.

Chianetta fue elegido copresidente de GSC de 2015 a 2018, presidente electo en 2019 y se desempeñó como presidente de la junta de GSC en 2020, antes de ser nombrado director ejecutivo interino en 2021 a tiempo parcial para dirigir la asociación durante un fase de transición de tres años.

Gianni Chianetta, CEO de Global Solar Council con los miembros fundadores de Global Renewables Alliance en la COP27.

Durante el mandato de Chianetta, el GSC ha sido testigo de un crecimiento notable y ha logrado hitos significativos, abriendo nuevas oportunidades para la industria solar en todo el mundo.

La asociación aumentó su relevancia y alcance bajo su liderazgo a través de nuevas iniciativas como: la producción de importantes informes y la campaña mundial Empowering People with Solar PV; establecer grupos de trabajo de mercados emergentes en África, América Latina y el sudeste asiático para apoyar el crecimiento de la energía solar en los países en desarrollo; estableciendo el Foro Anual de GSC y contribuyendo a la Perspectiva del mercado global anual de energía solar de SolarPower Europe.

Chianetta también desempeñó un papel fundamental en la creación de alianzas sin precedentes de líderes en energía limpia con Global Renewables Alliance (GRA) y Global Alliance for Sustainable Energy (GASE). También trabajó para profundizar la colaboración y catalizar nuevas iniciativas entre el GSC y otras organizaciones climáticas y de energía renovable clave, como la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA), la Alianza Solar Internacional, el Consejo Mundial de Energía Eólica (GWEC), el Fondo Mundial para la Naturaleza. (WWF), REN21, CAN Internacional y Greenpeace.

El aumento del nivel de cooperación global ha sido fundamental para impulsar la voz de la industria de la energía solar en foros climáticos internacionales clave. Estos esfuerzos han llevado a que el GSC se una a la Asociación de Marrakech para la Acción Climática Global y tenga su primer pabellón en la zona azul en la COP27 en colaboración con GWEC.

“En nombre de la junta de GSC, me gustaría expresar mi más profundo agradecimiento a Gianni por su dedicación y visión a lo largo de su mandato como director ejecutivo. A medida que el mundo se prepara para la COP28 y se esfuerza por lograr cero emisiones netas, el papel del GSC en la defensa de la energía solar como una solución climática clave nunca ha sido más vital. Trabajando con Gianni como asesor sénior y el nuevo director ejecutivo, buscamos que la asociación y la industria solar mundial sean más fuertes que nunca para garantizar que el mundo logre sus objetivos climáticos”, comentó Máté Heisz, presidente del GSC .

Se ha iniciado la búsqueda de un CEO de tiempo completo para liderar la asociación en este nuevo y emocionante capítulo, y se puede encontrar más información aquí: https://www.globalsolarcouncil.org/careers/

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Airmobility busca impulsar sus drones aéreos con transporte de pasajeros en México y Latinoamérica

Por los efectos del nearshoring, se vislumbra en México un especial apetito por la industria de la electromovilidad. No solo se están importando vehículos eléctricos, sino que también muchas empresas como Tesla se están estableciendo en el país para desarrollar estos ejemplares.

En este marco, estados mexicanos están promoviendo el concepto de Smart Cities donde se visualiza un mayor interés por impulsar vehículos aéreos para optimizar los tiempos y fomentar el turismo.

En línea con esta tendencia, Cristina Lara, CEO de Airmobility, empresa mexicana dedicada a la comercialización y servicios relacionados con vehículos aéreos autónomos en los diferentes mercados verticales y aplicaciones, revela el arduo trabajo que están llevando adelante para hacer crecer esta industria en México y Latinoamérica.

¿Cuáles son las expectativas del mercado mexicano para este 2023?

En movilidad aérea, somos el distribuidor oficial del fabricante de EHang por lo que tenemos el alcance para vender y operar estos equipos en México y Latam. 

No obstante, el proceso regulatorio de México es uno de los mayores retos porque no se tenía considerado que los RPAS (vehículos tripulados de manera remota) en algún momento iban a llevar pasajeros. Eso hace que el proceso regulatorio tanto en México como en otros países sea largo.

También estamos poniendo sobre la mesa de los diferentes órganos de gobierno y empresas privadas, la habilitación de vertipuertos. Estos son los puntos de aterrizaje y despegue de este tipo de equipos donde se encontrarán los módulos de recarga.

Las expectativas de este año es poder enderezar el marco regulatorio para que en el 2024 y 2025, los vertipuertos sean una consideración natural. 

¿Cómo están trabajando para lograr esos objetivos?

En México existe la Agencia Federal de Aviación Civil que es la encargada de autorizar qué vehículos pueden estar en el aire. Cuando se generan estos equipos el país de origen debe emitir el certificado tipo. Una vez emitido hay acuerdos bilaterales o internacionales de reconocimiento de los documentos de algunos países.

Si bien México convalida todo lo que hace la Agencia de Canadá y Estados Unidos, en el caso de China, no existen estos acuerdos. Entonces estamos trabajando en emitir el certificado tipo. En paralelo, solicitamos vuelos de demostración hasta que se pueda emitir ese certificado. 

Hay estados en México que están promoviendo el concepto de Smart Cities y hay mucha más apertura para designar zonas de prueba que ayuden a posibilitar que los vehículos en el aire funcionen.

En efecto, próximamente programaremos el vuelo de demostración con público en el estado de Nuevo León  y esperamos que también otros países o regiones se sumen a considerarlo.

En México existe también una normativa en la que se establece cómo deben operar los drones de manera general. Como esa ley no consideraba que iban a transportar pasajeros, se está haciendo una serie de documentos para sentar precedentes y que se habilite la actividad.

Con todas estas acciones, estamos compartiendo a la esfera política estas tendencias globales para que tengan estas cuestiones en mente a la hora de legislar leyes.

¿Cómo funciona el dron?

Dentro de la aeronave de hasta 220 kilos de carga van dos pasajeros mientras que el piloto y el copiloto están en tierra. 

Un piloto puede estar monitoreando hasta 5 drones a la vez por lo que hay economía de escala en cuanto a los costos operativos. También sus piezas, el mantenimiento y su almacenaje es más económico. Sus brazos se pliegan y entran en el espacio de un vehículo.

Si bien los tiempos que el equipo puede estar en el aire son menores a los de un helicóptero, cumple una función similar.  El equipo puede volar hasta 4 mil metros sobre el nivel del mar permitiendo a los pasajeros acceder a todos lados. 

¿Qué países de Latinoamérica son los más atractivos para vender estos productos?

Las regiones con mucha afluencia turística y las ciudades más críticas y congestionadas en tránsito son las más atractivas para nosotros. Las verticales de negocio son los gobiernos y el uso comercial en empresas privadas.  

Las empresas de turismo podrían adquirir nuestros equipos para ofrecer una experiencia más a sus visitantes.  También empresarios de transporte como taxis y ferris o compañías dedicadas a mover mercancía podrían optar por esta alternativa.

 

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La energía entre los presidentes

En el marco de la Sesión Plenaria de Jefas y Jefes de Estado del Mercosur, Bolivia, Estados Asociados e Invitados Especiales que se desarrolló en Puerto Iguazú, el ministro de Economía, Sergio Massa mantuvo un encuentro con los Presidentes de Brasil, Luiz Inacio “Lula” Da Silva; de Uruguay, Luis Lacalle Pou; y con el mandatario electo de Paraguay, Santiago Peña.

Durante el encuentro, el Presidente Lula invitó a Massa a visitar Brasil como candidato presidencial. Además, dialogaron sobre el acuerdo para que el Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES) financie a las empresas que participen en la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner. Economía tiene en carpeta licitar la construcción del GPNK Etapa II en los próximos meses.

Por su parte, Peña y el Massa dialogaron sobre las obras en Yacyretá (Central Aña Cuá), la Hidrovía (Paraguay-Paraná), y el Proyecto hidroeléctrico Corpus Christi. Peña invitó a Massa a mantener una jornada de trabajo en la ciudad de Asunción la semana próxima.

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Pablo González (YPF): “El GNL debe ser una política de Estado”

El presidente de YPF, Pablo González, participó de un plenario de comisiones de la Cámara de Diputados en el cual se comenzó a analizar el proyecto de ley de Promoción del Gas Natural Licuado (GNL) girado por el gobierno, oportunidad en la cual impulsó el proyecto y afirmó que “teniendo en cuenta la demanda mundial de energía, que hoy estemos acá tratando lo que considero que debe configurar una política de Estado, es muy saludable”.

“Tenemos gas para 170 años manteniendo los niveles de consumo interno actuales en una transición energética como la que atravesamos, nosotros no vamos a consumir eso. El desafío entonces es producir, monetizar el gas y ver la forma de abastecer no sólo al mercado interno sino también exportarlo como GNL. El mundo tiene gas, por eso tenemos que promover la actividad para ser competitivos en el mercado internacional”, señaló González.

. El proyecto de YPF con Petronas

YPF y Petronas firmaron un acuerdo de entendimiento para la construcción de la primera planta productora de GNL que le permitirá al país convertirse en una exportador de gas a escala mundial. Petronas es la empresa petrolera nacional de Malasia y es una de las tres más grandes del mundo en el mercado del GNL con presencia en 17 países y más de 40 años de experiencia en este rubro.

Es un proyecto integral que comprende desde la producción de gas en Vaca Muerta, su transporte por tres gasoductos desde el yacimiento hasta la terminal de procesamiento y su industrialización.

En la fase 1 de la industrialización, se prevé la instalación de dos barcos licuefactores y en la segunda fase, la construcción de una planta de licuefacción escalable con una capacidad de producción final de 25 millones de toneladas año, lo que equivale a 465 barcos metaneros.

La inversión estimada es de 56.000 millones de dólares tanto en infraestructura como en el desarrollo de Vaca Muerta a lo largo de los 15 años del proyecto.

Dentro de 10 años, cuando el proyecto esté finalizado, se podrán producir y exportar más de 25 millones de toneladas/año de GNL, equivalente a 110 millones de metros cúbicos de gas día, lo que representa el doble de la producción de gas actual de Vaca Muerta y el 80 % de la producción del consumo total del país., destacó YPF.

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IMPSA y Enarsa encaran plan para relevar las centrales hidroeléctricas

Las secretarías de Industria y Desarrollo Productivo y de Energía, Enarsa e IMPSA pusieron en marcha un relevamiento de las 8 centrales hidroeléctricas cuya concesión vence en 2024. El estudio permitirá tener un panorama del estado de situación de los equipos de generación de energía y determinar las acciones a llevar adelante para optimizar su mantenimiento y planificar su rehabilitación, se indicó.

El secretario de Industria y Desarrollo Productivo, José Ignacio de Mendiguren, la secretaria de Energía, Flavia Royon, y los presidentes de Enarsa, Agustín Gerez, y de IMPSA, Gabriel Vienni, destacaron que el relevamiento se llevará adelante “con criterios estandarizados utilizados a nivel mundial y aplicables a todo tipo de centrales hidroeléctricas”, refirió un comunicado.

Al respecto, De Mendiguren destacó que “IMPSA es una empresa estratégica, y este acuerdo vuelve a confirmar la sinergia que existe entre las diferentes áreas del Estado para poner en valor nuestros recursos. A través de IMPSA, con su conocimiento tecnológico, innovador y de vanguardia seguimos garantizando la provisión energética necesaria para continuar impulsando a los sectores que van a llevar al país al desarrollo”.

Por su parte, Flavia Royon, sostuvo que “IMPSA es una empresa nacional que tiene un gran know how adquirido en desarrollos tecnológicos y de turbinas”, y destacó que “Argentina tiene los recursos humanos y las capacidades empresarias para poder potenciar el desarrollo hidroeléctrico en nuestro país”.

La Argentina tiene 57 centrales hidroeléctricas exclusivas del país, sin tener en cuenta aquellas de origen binacional como Yacyretá o Salto Grande. De esas 57 centrales, el 79 % (45 centrales) tienen más de 30 años de antigüedad, las cuales albergan 116 unidades de generación de distintas potencias.

Se explicó además que el resultado del relevamiento, que toma como base los criterios conocidos y aplicados desde hace más de 20 años, otorgará una calificación comparativa entre equipamientos y centrales, y aportará registros comparables que permitirán actualizar futuras tareas de mantenimiento y rehabilitación.

Industria refirió que “este contrato supone la continuidad de la alianza estratégica entre IMPSA y Enarsa, que comenzó en 2022 con el relevamiento de las 5 centrales hidroeléctricas cuya concesión finaliza a lo largo de este año, y que tomará a su cargo Enarsa entre agosto y diciembre próximos.

Por estos días se analiza la posible participación de los Estados provinciales de Neuquén y de Río Negro (que alojan a estas centrales) junto a Enarsa en la gestión futura, y también concesionar la operación y mantenimiento.

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La Cámara Argentina de la Industria Química y Petroquímica certificó 31 sitios adheridos al Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente

La Cámara Argentina de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), a cargo de la coordinación del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®) otorgó, a través de su ente auditor, 31 certificaciones a sitios productivos y logísticos de distintas empresas del sector durante el 2022.

En este sentido, 17 establecimientos de la cadena de valor del sector químico y petroquímico (industria y transporte) ya certificaron durante el primer semestre del 2023, gracias a sus desempeños bajo los lineamientos del PCRMA® de la CIQyP®.

Cuidado

Las empresas certificadas cumplen con los códigos de excelencia operacional por medio de buenas que impulsan el compromiso formal de la alta dirección de cada empresa, de sus proveedores y de sus clientes en áreas como “información a la comunidad y respuesta en emergencias”, “prevención de la contaminación”, “distribución y transporte seguro de productos” y “protección de las personas e instalaciones” entre otros.

El proceso de mejora continua, basado en las mejores prácticas a nivel global es acompañado por un informe de indicadores clave de desempeño que son informadas por las empresas y se generan métricas de rendimiento de la industria relacionadas con algunos temas como seguridad en el lugar de trabajo, uso de energía, uso de agua, emisiones de CO2, accidentes e incidentes y generación de residuos entre tantos otros. Dado que es una herramienta de mejora continua define niveles de «madurez», describiendo diferentes grados de implementación del Programa. Esto ayuda a sumar empresas de diferentes tamaños, situaciones y grado de desarrollo.

Objetivo

El propósito del PCRMA® es administrar, en forma sustentable, los riesgos a los que se encuentran expuestos los diferentes actores involucrados en el manejo, transporte y tratamiento de los productos químicos, buscando la mejora continua y la excelencia en su interacción con el medio ambiente, la salud ocupacional y la seguridad. El Programa de la Cámara es una iniciativa que puede ser adoptada voluntariamente por cualquier empresa relacionada con la producción, almacenamiento, distribución y tratamiento de productos químicos.

Considerando que todos los productos del sector se diseñan, producen, distribuyen y utilizan dentro de nuestra sociedad, la Cámara de la Industria Química y Petroquímica ofrece herramientas a las empresas para que continúen trabajando en conjunto a la vanguardia de la Salud, Seguridad y Cuidado del Medio Ambiente dentro de la economía de toda la Argentina. El Programa es impulsado por la CIQyP® y se encuentra desarrollado, bajo diferentes nominaciones, por sus cámaras pares en nueve países de Latinoamérica y homologados por la República Federativa de Brasil y la República Oriental del Uruguay.

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, Redaccion EconoJournal

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China está comprando GNL a 27 años

En un escenario todavía volátil y de cierta incertidumbre por el conflicto ruso-ucraniano las principales empresas chinas, Sinopec y CNPC, están firmando acuerdos para la compra de gas licuado con qataríes y estadounidenses, para garantizar el suministro durante 27 años.
A la cabeza de la contratación de gas licuado está China, gran consumidor e importador de gas, que siempre ha buscado proteger su seguridad energética. China representa un tercio de todos los contratos a largo plazo de GNL firmados en lo que va de año, según estimacion es de Bloomberg.

La contratación a largo plazo de GNL registró una avalancha de acuerdos en los últimos meses, incluso por parte de compradores europeos, donde la seguridad energética ha cobrado protagonismo a expensas de la preocupación por las emisiones de las importaciones de gas natural.

Por ejemplo, el mes pasado Alemania firmó un acuerdo de 20 años con la empresa estadounidense Venture Global LNG para importar 2,25 millones de toneladas de GNL al año del tercer proyecto de Venture Global, CP2 LNG, ya que la mayor economía de Europa busca asegurarse el suministro de gas después de que Rusia interrumpiera las entregas.

China Petroleum & Chemical Corporation, o Sinopec, está en conversaciones con Saudi Aramco sobre el desarrollo del yacimiento gigantesco de gas saudí de Jafurah, que podría incluir la construcción de una terminal de GNL para exportar parte del gas, según informó Bloomberg a principios de este año.

Sinopec ya tiene una participación del 5% en el desarrollo del enorme proyecto de expansión del North Field East (NFE) en Qatar, el mayor proyecto de la historia de la industria del GNL. A finales del año pasado la firma catarí firmó el contrato de mayor duración de la historia de la industria del GNL para suministrar GNL a Sinopec durante 27 años.
El mes pasado, QatarEnergy firmó un acuerdo similar con otro gigante energético chino. QatarEnergy firmó en junio acuerdos definitivos con China National Petroleum Corporation (CNPC), que cubren el suministro a largo plazo de GNL a China y la asociación en el proyecto de expansión de NFE. Según los términos del acuerdo, Qatar suministrará 4 millones de toneladas anuales de GNL procedentes del proyecto NFE a las terminales receptoras de CNPC en China durante 27 años.
La semana pasada, Cheniere Energy firmó un acuerdo a largo plazo con la china ENN para suministrar GNL al comprador chino durante más de 20 años, el segundo de este tipo entre Cheniere y ENN Natural Gas.

A pesar del descenso sin precedentes del consumo y las importaciones chinas de gas natural el año pasado, China quiere asegurar sus necesidades energéticas a largo plazo y evitar una escasez de energía y electricidad que podría socavar sus objetivos de crecimiento.
Los bloqueos y la ralentización del crecimiento económico provocaron el año pasado la primera caída anual del consumo de gas en China desde 1990, mientras que las importaciones chinas de GNL descendieron un 20%, debido principalmente a la reducción de la demanda y a los elevados precios al contado del GNL.

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¿Dejará Pablo González la presidencia de YPF para volcarse a la campaña electoral en Santa Cruz?

La petrolera YPF enfrenta una situación inédita ya que su presidente Pablo González va como segundo candidato a senador nacional por la provincia de Santa Cruz en representación de Unión por la Patria. Es la primera vez que ocurre un hecho de estas características desde que la compañía se transformó en una sociedad anónima en 1990, pero no genera sorpresa si se toma en cuenta la creciente politización que registró la compañía en los últimos cuatro años. EconoJournal consultó a fuentes de la empresa si González se tomará licencia para participar de la campaña, pero no obtuvo respuesta.  

González desembarcó en YPF en enero de 2021 luego de la salida de Guillermo Nielsen. Su expectativa era aprovechar la visibilidad que le iba a otorgar una de las principales empresas del país, para construir desde ese lugar su candidatura a gobernador de Santa Cruz. Sin embargo, las encuestas no lo acompañaron.

Un relevamiento realizado en Santa Cruz entre el 12 y el 22 de junio por la consultora Kelt le otorgó una intención de voto a gobernador de apenas el 1,7%, muy por detrás de Pablo Grasso que sumaba 21% y de Javier Belloni que aparecía en segundo lugar con el 13,1%, quienes finalmente son dos de los candidatos kirchneristas que competirán por la gobernación el próximo 13 de agosto.

Descartada la posibilidad de pelear por la gobernación, González tenía la expectativa de ser el primer candidato a senador nacional. De eso modo, se hubiera asegurado una banca, aunque el kirchnerismo pierda la provincia a manos de Juntos por el Cambio. Sin embargo, finalmente Alicia Kirchner no se retiró de la contienda electoral como se especulaba y terminó ocupando el primer lugar en la lista de senadores, relegando a González a la segunda ubicación. De este modo, el presidente de YPF solo conseguirá el cargo si el kirchnerismo retiene la provincia.

Lo que aún no está claro es si González renunciará a la presidencia de YPF para encarar la campaña electoral. El antecedente de Sergio Massa, quien es candidato a presidente y seguirá al frente del Ministerio de Economía, podría ser tomado como ejemplo por González, pero en este caso la situación es diferente porque YPF es una empresa privada que tiene como accionista principal al Estado, pero también debe responder ante accionistas privados.

Pablo González, presidente de YPF.

Cómo quedaron las listas

Santa Cruz definirá su elección a gobernador el próximo 13 de agosto. En función de la vigente Ley de Lemas, cada frente electoral santacruceño está en condiciones de ofrecer varias candidaturas a gobernador.

El kirchnerismo, nucleado en el espacio de Unión por la Patria (UP), dirimirá su candidato entre tres fórmulas encabezadas por el intendente de Río Gallegos, Pablo Grasso; el jefe municipal de El Calafate, Javier Belloni, que estará acompañado por Fernando Cotillo, de Caleta Olivia; y una tercera lista liderada por Guillermo Polke, presidente de la Federación Económica de Santa Cruz.

La oposición, en tanto, tendrá como principal exponente al frente Por Santa Cruz, un bloque que reúne a Somos Energía para Renovar (SER), Encuentro Ciudadano, el PRO y a los radicales disidentes. Ese espacio está liderado por Claudio Vidal, líder del sindicato petrolero de Santa Cruz, que competirá como candidato a gobernador al igual que Sergio Acevedo, ex mandatario provincial; Daniel Gardonio y el periodista Mario Markic. Por otro lado, Cambia Santa Cruz postulará a la diputada Roxana Reyes.

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, Redaccion EconoJournal

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Autorizan a Equinor a perforar un pozo offshore en el Mar Argentino a partir de diciembre

La Secretaría de Cambio Climático, a cargo de Cecilia Nicolini, autorizó este martes a Equinor a perforar un pozo exploratorio en el proyecto offshore Argerich I, ubicado en la Cuenca Atlántico Norte en el bloque 100 (CAN 100). En este proyecto, la compañía noruega es la operadora y está asociada a YPF y Shell. A fines del año pasado, el Ministerio de Ambiente ya había aprobado la perforación, pero para hacerse durante la primavera de este año. Ahora se autorizó a perforar entre el 15 de diciembre de 2023 al 15 de junio de 2024. Fuentes cercanas al proyecto confirmaron que la perforación del pozo se hará con el buque Valaris DS 17, que ahora está en Brasil.

La medida se publicó en el Boletín Oficial mediante la resolución 17/2023. Será el primer pozo exploratorio del país para buscar hidrocarburos en aguas ultra profundas, ya que se hará a una profundidad de 1.527 metros al lecho marino. El pozo, que superará los 4.000 metros bajo el suelo, será a más de 300 kilómetros de la costa de la provincia de Buenos Aires.

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

Cambio de fecha

Se trata, en realidad, de la aprobación del estudio de impacto ambiental para la nueva ventana temporal que realizó la compañía noruega para realizar la perforación. En el análisis del impacto ambiental participaron distintos organismos como la Secretaría de Energía; el Instituto Nacional de Investigación y Desarrollo Pesquero (INIDEP); la Dirección Nacional de Gestión Ambiental del Agua y los Ecosistemas Acuáticos; la Dirección de Planificación Pesquera de la Secretaría de Agricultura, Ganadería y Pesca; la Dirección Nacional de Áreas Marinas Protegidas de la Administración de Parques Nacionales; y la Prefectura Naval Argentina.

El artículo dos de la resolución aclara que Equinor deberá informar al INIDEP “las fechas exactas en las cuales ejecutará las acciones” de perforación dentro de la nueva ventana temporal del proyecto. La audiencia pública de este proyecto se realizó en octubre del año pasado.

Argerich

En este proyecto ya se realizaron los estudios sísmicos 2D y 3D, que analizan las capas y la estructura de la tierra y permiten generar gráficos tridimensionales que muestran si hay o no hidrocarburos, respectivamente.

En el caso de encontrarse petróleo o gas, el proyecto Argerich ingresaría en la siguiente etapa, que es la que establece límites del yacimiento con pozos diseñados para testear el fluido de producción. Luego, en una tercera etapa, se perforarían los pozos para producir petróleo comercialmente.

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, Roberto Bellato

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Récord de inversiones en Vaca Muerta: una por una, empresas y áreas que lideran el ranking

Vaca Muerta lidera una inversión récord en hidrocarburos con $7.600 millones en el upstream. Según una consultora, 9 de los 10 primeros lugares tiene al shale neuquino como principal en desembolsos. La formación sigue siendo protagonista indiscutible en la industria hidrocarburífera nacional, y este año promete alcanzar una nueva marca histórica de inversiones, superando los 7.600 millones de dólares solo en el segmento del upstream. En el emocionante panorama de las inversiones del año, el shale neuquino se destaca de manera excepcional al ocupar 9 de los primeros 10 lugares en las áreas que recibirán mayor inversión. Antes de avanzar […]

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Privilegios para pocos: Massa abre el acceso al dólar a petroleras y mineras del litio pero mantiene el cepo al agro

Economía habilitó a la australiana Allkem para que disponga de parte de sus exportaciones sin ningún tipo de retención. Se une a beneficiadas como Chevron. El Gobierno sigue emitiendo guiños a pedir de petroleras y mineras trasnacionales mientras, en simultáneo, mantiene el veto al dólar oficial para sectores como la industria y el agronegocio domésticos. A través de una resolución reciente, la cartera de Economía que encabeza Sergio Massa dispuso que Allkem, compañía australiana que opera en Jujuy a través del proyecto de litio de Olaroz, pueda liquidar divisas por un porcentaje de sus exportaciones sin ningún tipo de retención. […]

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Una coalición liderada por Total Energies invierte US$150 millones en pequeños proyectos para compensar la disminución del suministro de gas de la Cuenca Austral

Se recibió la autorización formal de la Secretaría de Energía para que el consorcio CMA-1 inyecte 1 MMm3/día durante los próximos cinco años. Para lograr la nueva producción de gas en el Océano Austral, la UTE, que también está integrada por Wintershall Dea y PAE, construirá un parque solar y ejecutará obras de proyectos costa afuera. La Secretaría de Energía aprobó entregas incrementales de gas al consorcio Cuenca Marina Austral (CMA-1), que es operado por la empresa francesa Total Energies y también incluye a Wintershall DEA y Pan American Energy (PAE), como parte de la Ronda 5.2 de el PlanGas. […]

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Vaca Muerta :TGN completó un proyecto clave para el gas la formación

Se completaron dos proyectos en la provincia de Córdoba que son cruciales para la próxima reversión del Gasoducto Norte. Con un cronograma de tres meses y una inversión de $3.000 millones, TGN completó dos proyectos en la provincia de Córdoba que permitirán sustituir las importaciones de gas boliviano por gas de Vaca Muerta y serán iniciativas estratégicas para la futura reversión del Gasoducto Norte. Las construcciones se realizaron en las plantas compresoras Leones y Tío Pujio, y permitieron cambiar la dirección histórica del flujo de gas desde la Planta Compresora San Jerónimo, al sur de la provincia de Santa Fe, […]

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Cuál es la agenda que impulsan las petroleras independientes para sumar producción en yacimientos convencionales

Representantes de Aconcagua, Oilstone y Petroleros Sudamericanos coincidieron en la necesidad de repensar las condiciones que promueven el desarrollo de los campos de hidrocarburos convencionales en el país. En concreto, apuntan a generar un marco regulatorio que permita sumar inversión en campos convencionales que, aunque lleven años en explotación, cuentan aún con un importante potencial de desarrollo. Es casi una necesidad que el desarrollo a gran escala de los recursos no convencionales de Vaca Muerta conviva con la explotación de las demás cuencas del medio local, pero la falta de incentivos económicos y de infraestructura se traduce en múltiples limitaciones […]

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Vaca Muerta: primer semestre del 2023 cerró con récord de etapas de fractura

En los primeros seis meses la actividad en Vaca Muerta sumó 6.974 etapas, el mayor nivel de la historia de la formación neuquina para ese período. En junio fueron 1.157 etapas. YPF lidera los trabajos. El reporte informe también detalló que durante junio YPF volvió a ser la operadora que mayor nivel de fracturas, con 583 concretadas en sus operaciones en Vaca Muerta. Vaca Muerta acumuló 6.974 etapas de fractura en el primer semestre del 2023 y marcó un nuevo récord histórico de actividad para los hidrocarburos no convencionales neuquinos. Según reveló el informe elaborado por Luciano Fucello, country manager […]

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Se aproxima la nueva edición de la exposición Argentina Oil & Gas

Se trata del evento más importante de las empresas de la industria hidrocarburífera y se realizará del 11 al 14 de septiembre en el Predio Ferial La Rural de la ciudad autónoma de Buenos Aires. La 14va edición contará con nuevos espacios de encuentro y actividades para los profesionales e invitados del sector. Se anticipan que den el presente cerca de 230 expositores y más de 20.000 visitantes. Al mismo tiempo a la exposición, se hará el 5° Congreso Latinoamericano y 7° Nacional de Seguridad, Salud Ocupacional y Ambiente en la Industria del Petróleo y del Gas organizado por la […]

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Neuquén: 11 millones de barriles fueron importados en los primeros 5 meses del año cursante

Omar Gutiérrez, gobernador provincial, así lo informó al mismo tiempo que subrayó la importancia de Vaca Muerta y la reactivación del oleoducto transandino. Al mismo tiempo vaticinó la continuidad de la tendencia alcista debido a las obras de infraestructura que se están haciendo para mejorar el transporte de hidrocarburos desde el yacimiento, especialmente por el gasoducto Néstor Kirchner. Según el gobernador neuquino en los primeros cinco meses se exportaron 11,25 millones barriles de petróleo, lo que significa 23% de la producción total, que supera los 790 millones de dólares. El maximo ejecutivo de la provincia resaltó por sobre todas las […]

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Chile cada vez más dependiente del exquisto argentino

Argentina volvió a exportar petróleo a tierras trasandinas luego de 17 años de no hacerlo. La producción de shale gas de Vaca Muerta equivale al 42% de la producción total de Argentina y 46% del total de petróleo. La Secretaría de Energía aprobó recientemente ventas de gas con contratos firmes que no se pueden interrumpir. Del otro lado de la cordillera las noticias favorables para el pueblo argentino generan descontento ya que desconfían todavía del país por sus acciones del pasado. La Argentina en 2006 decidió cortar súbitamente el suministro de petróleo y de gas a los consumidores industriales chilenos […]

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Hidrocarburos en Perú: ¿Como esta el petróleo a nivel nacional?

La producción de petróleo en el país no logró lo que se esperaba en cuanto a una recuperación en el 2022, cuando alcanzó los 40.538 barriles por día (bpd), una cifra lejana a los niveles pre pandemia en 2019, cuando se reportó 52,980 bpd. Se consultó con especialistas en el rubro y gremios del sector, sobre los principales problemas que afectan al desarrollo de esta actividad, así como las medidas políticas que se necesitan para impulzarla. Perú posee 18 cuencas con potencial en hidrocarburos, no obstante, sólo cinco de ellas se encuentran en explotación: Talara, Tumbes-Progreso, Marañón, Ucayali y Sechura; […]

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Celsia apuesta a su expansión en Centroamérica de la mano de nuevos proyectos renovables

Celsia, empresa perteneciente al grupo Argos, ha logrado establecerse como un actor relevante en el sector energético en varios países de Centroamérica. Actualmente, la compañía cuenta con operaciones en Panamá, Costa Rica y Honduras, además de su destacada participación en el mercado colombiano.

En el marco del megaevento Future Energy Summit en República Dominicana, Antonio Sánchez, director comercial para Centroamérica de Celsia, brindó una entrevista donde destacó la apuesta de la compañía por su expansión en la región centroamericana a través de la implementación de nuevos proyectos renovables.

“Estamos explorando expandir nuestra presencia en la región. Ya tenemos puerta abierta de nuestra junta directiva para llegar a dos países más: a Guatemala y El Salvador”, reveló Antonio Sánchez.

Desde su incursión en Centroamérica en 2014, la compañía ha desarrollado proyectos de generación centralizada, incluyendo hidroeléctricas, térmicas y eólicas en Panamá. Además, en Costa Rica, se ha iniciado la construcción de parques fotovoltaicos conectados a la red de distribución.

Según Sánchez, la estrategia de Celsia se ha centrado en diversificar sus unidades de negocio y establecer alianzas a largo plazo con sus clientes, con el objetivo de optimizar los recursos energéticos y promover la eficiencia y sostenibilidad ambiental.

De allí es que en el último tiempo uno de los pilares de la estrategia de Celsia sea la generación distribuida, que han implementado bajo la sombrilla de soluciones integrales de eficiencia energética fijando en este segmento del mercado grandes objetivos.

“Terminaremos este año ya con 60 MW solares en operación”, aseguró el director comercial para Centroamérica de Celsia. 

Para ganar mercado, Celsia cuenta con una sólida fuerza comercial que se dirige a las principales compañías con alta demanda de energía.

De acuerdo con Antonio Sánchez, la propuesta de la compañía varía según la regulación de cada país, pero en general, Celsia busca establecer PPAs donde ellos sean los dueños de los activos y el cliente tenga la posibilidad de utilizarlos por un tiempo determinado. Es por ello que, en cuanto a la estrategia de desarrollo, Celsia ha venido construyendo sus propios proyectos uno a uno.

“Nosotros nos encargamos de todo, desde la inversión inicial, de operarlo, de mantenerlo y de garantizar ciertos estándares y niveles de generación”, declaró Sánchez. 

Sin embargo, la compañía está abierta a explorar otras alternativas, como la adquisición de carteras de clientes y proyectos ya desarrollados. Este enfoque le permitiría expandir su portafolio de manera más rápida y eficiente. Así lo aseguró Antonio Sánchez, director comercial para Centroamérica de Celsia. Accede a las declaraciones completas en el video que se encuentra disponible en el canal de YouTube de Future Energy Summit. 

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ACEN ve oportunidad para bajar el límite de potencia en Chile “en los próximos meses”

La Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) definió sus objetivos de gestión para el corto plazo, varios de ellos vinculados a actualizaciones normativas en pos de brindar más beneficios a los consumidores finales. 

Sebastián Novoa, presidente reelecto de ACEN para el período 2023-205, conversó con Energía Estratégica y explicó que las metas incluyen desde cambios en ley General de Servicios Eléctricos para que haya más clientes puedan acceder al mercado libre hasta posicionar la tarea del comercializador dentro del sector y regularizar su figura. 

“La campaña de reducción del límite de potencias es nuestro caballo de batalla principal. Ello traerá beneficios para la sociedad y, en particular, el desafío es que los clientes que están bajo los 100 y 500 kW puedan negociar su suministro y acceder a tarifas más bajas, a energías renovables, servicios de telemedición y eficiencia energética”, sostuvo. 

“Lo más probable es que exista una ventana de oportunidad en los próximos meses, dadas las alzas tarifarias esperadas, en razón de las publicaciones de los decretos tarifarios. Entonces esa acumulación podría generar una suba pronunciada, como del orden del 15 al 25% adicional de lo que ya subió”, agregó 

La ventaja es que el mercado libre no tendría tales efectos por lo que se podría dar un período cúlmine para realizar ofertas atractivas a los clientes finales, mucho mejores a las que existen en la actualidad, considerando que los precios en el mercado libre ya son más bajos que en el regulado. 

El segundo objetivo de gestión está ligado a lograr posicionar la tarea del comercializador dentro del sector y que otros agentes entiendan su rol como portavoz del consumidor en el mercado eléctrico respecto a sus necesidades y políticas públicas. 

“Entonces las oportunidades de eficiencia energética, proyectos fotovoltaicos y reducción de consumo resultan oportunidades de demostrar a los clientes por qué deben quedarse con cada comercializadora”, manifestó Novoa

“Y el último punto tiene que ver con mejoras normativas o regulatorias en el sector que permitan contar con mejores ofertas y condiciones para el consumidor final, como también proteger el negocio y que se regularice la comercialización. Si bien podemos comercializar, estamos en una especie de far west, donde podemos hacer lo que queramos; pero en esas circunstancias, puede surgir el abuso y no queremos ello, sino que haya una buena implementación y no que corramos el riesgo de que alguien actúe de forma indebida y manche el sector”, continuó. 

Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética

El presidente de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía también hizo hincapié en cómo las comercializadoras pueden aportar su grano de arena dentro de las acciones que actualmente encara el Ministerio de Energía, que prevén resolver ciertas complicaciones que se han dado en el último tiempo. 

“Las comercializadoras pueden apoyar a implementar las políticas que el gobierno estipule como nuevas obligaciones. Mientras que a la par, pueden ayudar a los cierres financieros de los proyectos renovables que se prevén instalarse en el país, acceder a comprarles esa energía para llevarlas a los clientes finales y que las centrales de generación tengan viabilidad”, señaló. 

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Figueroa respaldó el proyecto de LNG: “Debe ser una verdadera política de Estado”

El diputado nacional y gobernador electo de la provincia del Neuquén, Rolando Figueroa, participó ayer de la reunión conjunta de las comisiones de Energía y Combustibles y de Presupuesto y Hacienda. El encuentro contó con la presencia del presidente de YPF, Pablo González. El objetivo fue  avanzar en el tratamiento del proyecto de ley que establece el Régimen de Promoción del Gas Natural Licuado (GNL) en el país.

Durante su intervención, Figueroa aseguró que se trata de ley que a Neuquén y la Argentina “nos va a permitir crecer”. En ese sentido, pidió a sus pares de la Cámara que «independientemente del partido que sean y del lugar que se sitúen en la grieta, que realmente podamos apoyar esta ley porque es una verdadera política de Estado”.

En esa línea, recordó que el proyecto busca que Argentina sea competitiva a nivel mundial con un producto que en muchos lugares del mundo se está produciendo. «La ley le permite a YPF llevar el costo de lo que se extrae de nuestro subsuelo al mismo que quizá tienen otros países mucho más desarrollados”, puntualizó.

Abastecimiento

Por otra parte Figueroa destacó la posibilidad de llegar con el gas al centro y norte argentino, como también a Brasil y al resto de Latinoamérica con la reversión del gasoducto a Bolivia. No obstante, aseguró a los integrantes de la comisión que “si no logramos la escala mundial de poder transportar en barco nuestro gas». «Vamos a tener la riqueza debajo de nuestro subsuelo y una vez más vamos a poder decir todos los argentinos que hemos fracasado porque no pensamos verdaderas políticas de Estado”.

Por ese motivo, pidió que en el tratamiento de esta ley estén todos fuera de la grieta para sacar un proyecto que permita al país generar 20.000 millones de exportación en los próximos años, que se traduzca en un saldo positivo en la balanza de pago. “Es otra pampa húmeda sin riesgo climático”, remarcó.

Proyecto de Ley

Al inicio, Pablo González destacó la importancia que tiene hoy Argentina en el mundo gracias a sus reservas de gas en un escenario energético de transición, describió el proyecto de GNL de YPF junto a la malaya Petronas y se refirió al marco regulatorio del país. “Teniendo en cuenta la demanda de energía en el mundo, es muy saludable que estemos todos acá reunidos tratando un tema que debe configurar una política de Estado”, expresó.

“El gas ha sido declarado una energía de transición, mientras en nuestro país tiene una fuerte injerencia en la matriz energética que supera el 60%. El mundo tiene reservas, lo que hay que establecer es un régimen de promoción para llegar a niveles competitivos”, agregó el presidente de YPF.

Argentina cuenta con reservas para 170 años, en un marco de transición que no va a durar ese tiempo. Por eso, consideran importante abastecer la demanda local y monetizar el saldo exportable con el proyecto de GNL. “A través de este proceso se abre la oportunidad de exportar al mundo”, concluyó.

El presidente de YPF llegó a la comisión acompañado por el CEO de la empresa, Pablo Iuliano; y parte del staff gerencial. La sesión fue presidida por el presidente de la Comisión de Energía, Santiago Igón, con la presencia de su par de Hacienda, Carlos Heller. El proyecto de ley continuará su tratamiento en próximas reuniones con la participación de la Secretaría de Energía de la Nación y sectores involucrados en el tema.

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, Loana Tejero

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Esperan que el Primer Reglamento de Instalaciones de Sistemas Fotovoltaicos de Jalisco entre en vigencia este año

Como ya había anticipado Energía Estratégica, la Agencia de Energía del Estado de Jalisco y la Secretaría de Desarrollo Económico, trabajan en la elaboración del Primer Reglamento de Instalaciones de Sistemas Fotovoltaicos para el Estado que tiene como objetivo mejorar la competitividad y seguridad del servicio.

 Esta regulación requiere licencias, permisos y certificaciones para las instalaciones sujetos a inspecciones periódicas de peritos fotovoltaicos para fomentar el cumplimiento de los estándares de calidad y profesionalismo.

En el marco del webinar “Novedades y Perspectivas del Mercado Fotovoltaico” organizado por Intersolar, Ana Karina Torres Hernández, directora general del  Dypesa y Luis Francisco Quevedo Flores, secretario del Colegio de Ingenieros Mecánicos y Electricistas describieron el arduo trabajo que viene realizando el sector para llevar adelante la normativa.

“El primer reglamento se está discutiendo en mesas de trabajo y esperamos que salga este año. Vamos por buen camino y va a ser un éxito”, explicó Quevedo Flores.

“Aunque al principio no trajo mucha aceptación, es importante que existan estas normas para cumplir con los estándares de competencia, especialmente, en la mano de obra. El reglamento va bien enfocado. La prevención tiene que ser la prioridad y por ello es elemental la figura de peritos”, agregó.

A su vez, Torres Hernández destacó que el Padrón de Peritos está compuesto por personas y empresas con grandes conocimientos y preparación que buscan mantener la calidad y el sello de garantía en el estado de Jalisco.

“Sirven para controlar las instalaciones y darle la certeza a las empresas de que sus inversiones están llegando a buen puerto. Brindan los estándares de capacitación y de competencia para instalar los paneles solares con profesionalismo. Se llevan adelante auditorías estrictas en todos los procesos para evitar las malas prácticas”, afirmó. 

De acuerdo a los expertos, este padrón que se actualiza cada año beneficia al usuario final y las empresas a instalar sus paneles con las certificaciones pertinentes. Se trata de figuras imparciales con la finalidad de prevenir errores. 

La especialista reveló que en 2022 México tuvo una capacidad instalada de 2629.78 MW en generación distribuida. De esa generación Jalisco aportó el 15% al instalar 407.08 MW, lo que posiciona al estado como el número uno a nivel nacional.

“Ser punteros nos obliga a abrir nuevas brechas y a pensar mejores prácticas a largo plazo. Un ejemplo de ellas, es este nuevo reglamento que suena atractivo para la transición energética. Busca involucrar a otros actores del estado para que se capaciten. Todos debemos estar alineados en la misma sintonía y ser ejemplo para México y otros países”, concluyó Torres Hernández.

 

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Central Termoguajira será la primera en transitar hacia generación eléctrica 100% descarbonizada

En el marco del ejercicio de Gobierno con el pueblo que se adelanta en el departamento de La Guajira, la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, anunció que la central Termoguajira, de la empresa Gecelca, ubicada en el municipio de Dibulla, es la primera termoeléctrica en decidir unánimemente y transitar hacia generación eléctrica 100 % descarbonizada.

Esta termoeléctrica con capacidad de 290 megavatios (MW), utiliza carbón como combustible principal para su operación y gas natural como combustible secundario y de soporte para el arranque de las unidades.

“Esta es una gran noticia para el país pero sobretodo para el departamento de La Guajira ya que se empieza a materializar la transición energética justa y este territorio será carbono cero”, afirmó Irene Vélez Torres, ministra de Minas y Energía, quien agregó que “desde el Ministerio de Minas y Energía estaremos acompañando con asesoramiento técnico y apoyando la búsqueda de alternativas para financiar esta inversión”.

Termoguajira transitará a energías renovables mediante un esquema que incluirá paneles solares y sistemas de almacenamiento de energía a través de baterías.

Además, para brindar estabilidad a la red se contempla la instalación de condensadores síncronos lo cual permitirá robustecer la red.

Se está estableciendo la mejor estrategia técnica de balance de capacidades para aprovechar al máximo el punto de conexión y establecer la proporción de paneles y baterías necesarios para la transición.

Por otra parte, la junta directiva de Gecelca decidió que impulsará el despliegue de energía solar en la región a través de esquemas de generación fotovoltaica tanto individuales como asociativos en su área de influencia en el municipio de Dibulla, uniéndose a la iniciativa «Estallido Solar» del Ministerio de Minas y Energía.

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Brasil tendrá USD 70 millones en inversiones para Integración de Energías Renovables

La junta directiva de los Fondos de Inversión Climática (CIF por sus siglas en inglés) aprobó un plan de inversiones de USD 70 millones para apoyar la flexibilidad de la red para la integración de energías renovables en Brasil. 

Según detallaron de la entidad, se financiarán proyectos “relevantes” para la agenda de transición energética del país, que prevén movilizar más de USD 9000 millones en inversiones provenientes de bancos multilaterales, públicos y privados, tales por ejemplo el Banco Interamericano de Desarrollo y el Grupo del Banco Mundial. 

“Esa proyección representa una relación de cofinanciamiento de 1:130, incluso más que el promedio de CIF de 1:10 para inversiones en energía limpia”, aseguraron desde el CIF. .

“Para garantizar una integración rápida y sostenida de la energía renovable en el sistema, debemos aprovechar la mayor flexibilidad y eficiencia de la red que podamos. Algunas soluciones y tecnologías emergentes aún no están comercialmente viable, y necesitamos financiación concesional para fomentar nuevos mercados”, sostuvo el ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira.

Uno de los puntos planteados en el plan es la modernización de plantas hidroeléctricas con una capacidad de 4947 MW, lo que resultará en una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero.

Asimismo, otra de las iniciativas que se analizan se encuentra el desarrollo del hidrógeno verde, considerando que el Complejo de Pecém del estado de Ceará prevé alcanzar los 6 GW de capacidad instalada hacia el 2034 y se posiciona como uno de los polos de H2 más importantes de la región.

Incluso, a fines del año pasado, la firma EDP generó la primera molécula de hidrógeno verde (H2V) del estado brasileño en su planta de producción de São Gonçalo do Amarante, ubicada en la mencionada entidad federativa, luego de invertir 7,5 millones de euros en una planta piloto, con proyecciones a sistematizar la producción del vector energético. 

Petrobras se reunió con el gobierno de Ceará por el avance la eólica offshore y el hidrógeno verde

De igual modo, el gobierno de Brasil recientemente abrió consulta pública para proyectos piloto de hidrógeno verde (de 1 a 10 MW de potencia), como también para el desarrollo de componentes de la cadena de valor, en pos de lanzar una convocatoria definitiva en enero del 2024. 

Mientras que otro mercado que el país también pretende desarrollar es aquel vinculado a la energía eólica offshore. A pesar que Brasil todavía no posee un marco regulatorio para dicha tecnología, desde el Ministerio de Minas y Energía ya confirmaron que esperan alcanzarlo hacia fin del corriente año. 

Aunque sí cabe recordar que en octubre del 2022 se publicó la Ordenanza N° 52/GM/MME por la administración planteó los lineamientos para el aprovechamiento y futuras convocatorias de proyectos de generación eléctrica en aguas jurisdiccionales del país, entre las que se identificó la celebración de contratos de cesión de uso para la implantación y explotación de una central, la promoción de licitaciones públicas y la definición de la forma de cálculo, pago y sanciones por mora o retraso y descuentos relacionados con el pago adeudado al gobierno federal. 

Hecho que volvió a llamar la atención de empresas relacionadas con la eólica marina y que derivó en un aumento de centrales en proceso de licenciamiento ambiental, a tal punto que hoy en día hay 74 proyectos registrados en la plataforma del Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA), por un total de 182988 GW. 

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Atucha II: imágenes exclusivas de la reparación del reactor de la central nuclear por dentro

Nucleoeléctrica acaba de concluir una de las tareas centrales en los trabajos de reparación de la central nuclear Atucha II. La compañía estatal informó el domingo que finalizó las tareas de corte y extracción del separador desprendido a 14 metros de profundidad dentro del reactor. La operación de extracción quedó registrada en imágenes exclusivas a las Econojournal tuvo acceso. El objetivo oficial es que la central vuelva a generar energía entre fines de julio y principios de agosto.

La central Atucha II se encuentra fuera de servicio desde octubre del año pasado debido al desplazamiento de una pieza de su lugar de diseño, dentro del recipiente del reactor. Este medio informó en su momento que la pieza en cuestión era uno de cuatro soportes, también llamados separadores.

Frente al desprendimiento de la pieza surgieron dos opciones: abrir el reactor y volver a colocar el cuarto soporte, o utilizar herramientas especiales para cortar y retirar el soporte desprendido y reforzar con puntos de soldadura los tres restantes. La empresa optó por esta última opción al considerar que estas piezas son «superfluas». «Hay toda una metodología de piezas para que el hecho de sacar esta pieza no significa un cambio de diseño significativo y que la seguridad se sigue manteniendo«, señaló la empresa a este medio. La Autoridad Regulatoria Nuclear aprobó la operación de corte y extracción del separador.

Esta operación se concretó con éxito este domingo. «De esta manera, se resolvió el desperfecto mecánico detectado en la instalación y se dio por finalizada la etapa más desafiante de la reparación«, informó la empresa estatal operadora de las centrales nucleares.

Los fragmentos cortados del separador siendo manipulados.

Herramientas especiales

Para llevar a cabo esta intervención, Nucleoeléctrica tuvo que desarrollar y construir herramientas específicas para poder manipular y cortar la pieza y extraer los pedazos a 14 metros de distancia, bajo 11 metros de agua y en un entorno radioactivo.

En las imágenes se pueden apreciar dos de estas herramientas en acción: el brazo especial para tomar los trozos cortados y la herramienta canasto para retirarlos del reactor.

También se construyó un brazo para aspirar la viruta generada durante el corte. Para el corte se utilizó la técnica de electroerosión, tal como adelantó este medio.

La empresa utilizó un modelo a escala real (mockup) con el objetivo de practicar las maniobras de corte y extracción y poder probar las herramientas y los métodos desarrollados antes de intervenir en el reactor. Este modelo ya había sido utilizado con anterioridad para la reparación de la central Atucha I en 1988.

El tanque para realizar los ensayos de reparación. Fotografía: Florencia Alcaraz (@florencialcaraz)

Vuelta a operación

Nucleoeléctrica trabaja ahora en finalizar los ensayos de lo que será la segunda y última fase de reparación del reactor. «La próxima etapa de la reparación estará abocada a la implementación de mejoras en el diseño de la planta para reforzar la fijación de los separadores restantes, antes del retorno a la operación segura de la central», dijo la empresa.

Esta fase consiste en realizar puntos de soldadura en dichos separadores. Para esto se diseñó una cámara hiperbárica para probar el esquema de soldadura.

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, Nicolás Deza

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Firman convenio para rehabilitar la Micro Central Hidroeléctrica del Parque Chapultepec en el estado de Morelos

Por su alto potencial para la generación de energía a partir de fuentes limpias, como la solar, eólica e hidroeléctrica, el estado mexicano de Morelos viene trabajando fuertemente en impulsar las energías renovables en los últimos años.

En efecto, el gobierno estatal ha implementado diversas iniciativas y programas para promover el uso de energías renovables. Entre estas acciones se incluyen la instalación de parques solares, la promoción de sistemas de paneles solares en viviendas y establecimientos comerciales, así como el fomento de proyectos de generación de energía eólica.

En línea con estos compromisos, el lunes 26 de junio de 2023, la doctora Georgina Izquierdo Montalvo, Directora General del Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL) y el ingeniero José Luis Galindo Cortez, titular de la Secretaría de Desarrollo Sustentable  del Estado de Morelos (SDS), realizaron la firma del convenio de colaboración para rehabilitar la Micro Central Hidroeléctrica del Parque Estatal Urbano Barranca de Chapultepec.

En este desarrollo participarán el Gobierno de Morelos, a través de la SDS, la Secretaría de Energía (SENER), con el Fondo para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (FOTEASE), el INEEL con la participación de su personal de investigación y la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Según pudo saber Energía Estratégica,  Izquierdo comentó que la nueva política energética del Estado Mexicano, busca erradicar la vulnerabilidad, pobreza y marginación energética, mediante la incorporación de poblaciones y comunidades a la producción de energía con fuentes renovables.

La especialista explicó que éste será un proyecto demostrativo de las acciones del Estado para cumplir con sus compromisos en materia de generación de energía con tecnologías limpias y enfocadas a cubrir las necesidades energéticas de los sectores más necesitados.

De esta forma, afirmó: “El parque tendrá el beneficio de una fuente de energía eléctrica renovable para su consumo, que le permita aprovechar el recurso hídrico disponible en forma sustentable, eficiente y económica”.

 

Asimismo, agregó que “se tendrá un espacio didáctico interactivo, que servirá para promover el impacto social positivo del aprovechamiento de los recursos hídricos, contribuyendo al desarrollo de otros proyectos similares de generación eléctrica en mediana y pequeña escala, en comunidades marginadas de México.

Por otro lado, Galindo destacó: “Impulsamos la transformación y política ambiental que tiene como prioridad el cuidado de los recursos naturales. Este convenio dará como resultado disminuir la emisión de gases de efecto invernadero (GEI), y se obtendrá un ahorro significativo de recursos, posicionando a esta Área Natural Protegida como pionera en la utilización de energías limpias con un beneficio integral y social”.

El Ing. Galindo añadió que también se reforzará la educación ambiental en el Parque Chapultepec y se ampliará el entorno didáctico para que todos puedan comprender el funcionamiento y principios de una central hidroeléctrica.

A su turno, el Mtro. Miguel Ángel Guzmán Barriga, investigador del INEEL, realizó una presentación sobre los alcances generales en el desarrollo del proyecto y los beneficios para la comunidad.

Entre sus principales objetivos explicó que proyecto reducirá la dependencia de fuentes de energía no renovables, disminuirá las emisiones de gases de efecto invernadero y promoverá la transición hacia un modelo energético más limpio y sustentable.

Como invitada especial de la firma de convenio estuvo presente la secretaria de Administración, Sandra Anaya Villegas, quien reconoció la importancia de esta colaboración entre instituciones: «Gracias al apoyo de la SENER y de la CFE, el INEEL y la Secretaría de Desarrollo Sustentable del Estado de Morelos lograron una importante alianza en beneficio de los morelenses».

Todos estos entes trabajan en el fortalecimiento de la infraestructura y la regulación en materia de energías renovables, con el objetivo de facilitar la inversión en este sector y promover un uso más sostenible de la energía.

 

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Argentina Energy Summit: Perspectiva optimista para el sector energético del país

Chryssa Tsouraki, CEO y Cofundadora de IN-VR afirmó que “A pesar de un año lleno de desafíos, Argentina ha demostrado la resistencia y adaptabilidad de la industria energética”. “Nuestra respuesta colectiva ha demostrado que la colaboración exitosa con el sector público no es sólo una posibilidad, sino una realidad floreciente. A medida que navegamos por una agenda en desarrollo, esta cumbre “Argentina Energy Summit 2023” ha servido como un terreno fértil para fomentar la cooperación, compartir conocimientos invaluables y elaborar estrategias para desbloquear el vasto potencial del desarrollo de hidrocarburos no convencionales en Argentina”. añadió.

Realizado en el Hilton de Buenos Aires, Argentina Energy Summit, evento exclusivo de la industria energética del país, culminó el 29 de junio después de dos días de discusiones, presentaciones e importantes redes de contacto. Reunió a más de 100 delegados del sector energético global, incluyendo actores principales como ExxonMobil, Oldelval, Oilstone, Petronas, CGC, Pampa Energía, TGS, entre otros.

La cumbre fue patrocinada por empresas líderes de Argentina como Mitsubishi, Kairos
Aerospace, YPF y Dreicon y apoyada por BritCham, Cámara Argentino China de la
Producción, la Industria y el Comercio, Cámara Chileno Argentina y la Cámara de
Comercio Argentina Texas.

Los principales actores del sector energético se reunieron para explorar la robusta industria de los hidrocarburos de Argentina, concentrándose en las iniciativas del gobierno para aumentar la producción de gas natural, el potencial de Vaca Muerta para la exploración en tierra y las estrategias para encarar los desafíos de infraestructura.

El objetivo: posicionar a Argentina como un productor global líder y proporcionar insights a las empresas extranjeras que buscan incursionar en el mercado.

La cumbre contó como oradores a Martín Cerdá del Ministerio de Hidrocarburos de Chubut; Estanislao Schilardi, Director de Hidrocarburos de Mendoza; Alejandro Monteiro, Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén; Hernán Maretto, Gerente de Exploración del Sur de YPF; Martín Cevallos, VP de Exploración y Desarrollo de CGC; Federico Fernandez, Director de Desarrollo de Marketing de Gas para Sudamérica de Excelerate Energy.

Se unieron a ellos Gerardo Manhard, Director de DREICON y Fernando Lopez, Chief Revenue Officer de Kairos Aerospace, entre otros.

La Cumbre Energética de Argentina sirvió como una plataforma integral para profundizar en el estado actual y futuro del panorama energético de Argentina, abordando temas críticos como estrategias para promover la exploración y producción en tierra, evaluación de la eficacia de las políticas actuales, identificación de tecnologías de vanguardia y enfrentamiento a los desafíos vinculados con el inicio de fases de exploración.

Cabe destacar que IN-VR es el principal organizador de campañas de comercialización de todo el espectro energético, desde los reguladores, a las extractivas tradicionales, pasando por las renovables, la generación de electricidad, el hidrógeno y las tecnologías de transición energética, incluida la captura y almacenamiento de carbono, respaldadas por los gobiernos en las regiones de América Latina y el Caribe, el Mediterráneo, el Norte de África, los Balcanes y APAC.

Apoya a los gobiernos en su camino para convertirse en productores de energía líderes
organizando más de 2.200 reuniones B2B y B2G al año, que dan lugar a nuevos contratos y asociaciones en todo el mundo.

Para más información, visite https://www.argentina-summit.com/

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TGN concluyó obras en Córdoba necesarias para revertir el Gasoducto Norte

La transportadora de gas TGN concluyó dos obras en plantas compresoras ubicadas en la provincia de Córdoba que resultan estratégicas para la futura reversión del Gasoducto Norte, proyectada para suministrar más gas producido en Vaca Muerta al noroeste del país, y para exportar a Chile, a Bolivia, y a Brasil.

“En 3 meses y con una inversión de 3.000 millones de pesos, TGN, la empresa que opera y mantiene más de 11 mil kilómetros de gasoductos en la Argentina, concluyó dos obras en las plantas compresoras Leones y Tío Pujio (Córdoba), que permiten revertir la histórica dirección del flujo del gas, desde la Planta Compresora San Jerónimo, al sur de la provincia de Santa Fe, hasta el centro de Córdoba; además incrementa 40 por ciento el volumen de transporte (de 7 a 10 millones de m3 diarios), para dinamizar el abasto a industrias, centrales térmicas y hogares”, describió TGN.

Las adecuaciones realizadas en este primer tramo del Gasoducto Norte hacen posible que a futuro el gas de Vaca Muerta llegue al norte del país y a la región. Asimismo, generarán a partir de ahora un ahorro fiscal estimado en 23 millones de U$S/mes, al permitir el reemplazo de importaciones de energía, con gas argentino.

De acuerdo al compromiso asumido con el Estado Nacional, y en cumplimiento de lo dispuesto por la Resolución 17/2023 de la Secretaria de Energía, la adecuación de Leones y Tío Pujio contempló la modificación de los colectores de succión y descarga, interconexiones de los gasoductos troncal y loop existentes, trabajos civiles, eléctricos y de instrumentación complementarios, que incluyen la adecuación de los sistemas de control, detalló TGN.

También contempló las pruebas hidráulicas en 3 segmentos del Gasoducto Norte troncal y el incremento de la presión operativa en los Tramos 10 y 11, agregó la compañía.

TGN es la operadora regional de ductos y proveedora de soluciones confiables para el desarrollo de proyectos energéticos. Opera y mantiene a lo largo de 16 provincias alrededor de 11.100 km de gasoductos de alta presión y 21 plantas compresoras y es la responsable de transportar el 40 % del gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste.

Su ubicación geográfica estratégica en el país y en la región la convierte en el único operador que vincula sus gasoductos a nivel regional con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.

Su experiencia en la industria y un equipo de profesionales altamente calificado le permite brindar servicios de alta especificidad para la industria nacional y regional.

El accionista controlante de TGN es Gasinvest S.A. (una sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol y Compañía General de Combustibles) que posee el 56 % del capital social; el 24 % le pertenece a Southern Cone Energy Holding Company Inc. y el 20 % restante cotiza en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (BYMA).

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Panorama de las energias renovables en Argentina

Por Annika Wainberg

Para frenar el ritmo del calentamiento global, gobiernos y empresas de todo el mundo se han comprometido a alcanzar la neutralidad de carbono para 2050 (COP 26), lo que implica reducir las emisiones de gases de efecto invernadero que contribuyen al cambio climático. El sector energético convencional, basado principalmente en el uso de combustibles fósiles, es el principal responsable de las emisiones. Por lo tanto, para lograr una reducción significativa, se requiere llevar a cabo una transición energética a gran escala.

Así pues, la electrificación se posiciona como una herramienta clave para llevar a cabo la transición y establecer un modelo de desarrollo sostenible. En esencia, dicho proceso se refiere a la sustitución de las fuentes de energía fósiles (carbón, petróleo, gas), por electricidad a partir de fuentes renovables. Estas últimas, se obtienen a partir de diferentes fuentes naturales y brindan beneficios tanto ambientales como económicos y sociales.
Argentina, por su parte, ha mostrado un interés y un compromiso creciente en el desarrollo de las energías renovables. Aquello se evidencia en su ratificación en 2016, del Acuerdo de París (2015), acuerdo internacional más reciente dedicado a abordar y mitigar los efectos del cambio climático. Para alcanzar las metas establecidas, nuestro país ha ido adoptando soluciones personalizadas ajustadas a los recursos y necesidades de cada región.
Para lograr adentrarnos en dicho progreso energético, resulta fundamental entender de qué hablamos cuándo nos referimos a energías renovables.

“Se denomina “energías renovables” a aquellas fuentes energéticas basadas en la utilización del sol, el viento, el agua o la biomasa vegetal o animal -entre otras-. Se caracterizan por no utilizar combustibles fósiles –como sucede con las energías convencionales-, sino recursos capaces de renovarse ilimitadamente.” Su impacto ambiental es de menor magnitud dado que además de no emplear recursos finitos, producen una cantidad mínima o inexistente de contaminantes.
Además de los beneficios previamente mencionados, las energías renovables ofrecen numerosas ventajas adicionales tales como, una creciente competitividad, una reducción de la dependencia energética, un fomento de la industria nacional, generación de empleo o impulso al turismo.
Actualmente, existen diversas fuentes de energías renovables, entre las cuales se incluyen: la energía eólica, la energía solar, la biomasa, el biogás, los biocombustibles, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y la geotermia.
La energía eólica aprovecha la energía cinética del viento, utilizando molinos o aerogeneradores para generar electricidad. En segundo lugar, la energía solar se obtiene mediante la conversión de la radiación solar en calor o electricidad, a través de sistemas de colectores térmicos o paneles fotovoltaicos. Por otra parte, se denomina biomasa a toda porción orgánica procedente de plantas, animales y actividades humanas que, al usar como combustible a los residuos forestales, agrícolas, biogás y biocombustible, genera calor o electricidad. Aunque el biogás también sea considerado biomasa, se lo distingue y se lo clasifica como el producto gaseoso que se obtiene de la descomposición de la materia orgánica en un medio con carencia de oxígeno. Este gas se compone principalmente de dióxido de carbono y metano, siendo este último el responsable de generar energía eléctrica. Seguidamente, los biocombustibles, como lo son el bioetanol, el biodiesel y hasta el biogás, son producidos a partir de materias primas de origen agropecuario, agroindustrial o desechos orgánicos, y pueden ser utilizados tanto en la generación de electricidad como en la mezcla con combustibles convencionales. Por otro lado, la fuente referida a los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos hace referencia a la conversión de energía cinética y potencial del agua, en energía mecánica y eléctrica. Por último, la energía geotérmica se basa en la extracción del calor procedente de la corteza terrestre a través de la utilización de turbinas de vapor, generando así electricidad o calor para diversos usos.

SITUACION EN ARGENTINA

El despliegue de las energías renovables en la Argentina se asienta sobre un marco jurídico y regulatorio que lo vuelve una verdadera política de Estado que se materializa a ritmo creciente.
La sanción de la Ley N° 27.191 del Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía Destinada a la Producción de Energía Eléctrica, en octubre de 2015, conforma la normativa principal del sector y contribuye a la consecución de las metas obligatorias establecidas.
Para ilustrar el progreso en la adopción de las energías renovables, nos detendremos en el análisis de distintos datos. Comenzaremos por estudiar, en primer lugar, la evolutiva proporción de la demanda total de energía abastecida por fuentes renovables, para luego, detallar el porcentaje de participación de cada una de las fuentes de energía renovable.
En los últimos años, se ha observado un aumento notable en la proporción de la demanda total de energía eléctrica abastecida por fuentes renovables. De hecho, en 2017 dichas fuentes representaban tan solo el 2% del sistema eléctrico, pero para el año 2021, habían alcanzado un 13%. Luego, en el año 2022, el porcentaje de la demanda total abastecida por fuentes renovables aumentó a un 13,9%, y en abril de 2023, llegó al 14,8%.

A continuación, presentaremos un gráfico que expone el porcentaje de participación de cada fuente renovable. Este mismo, destaca que, en los últimos años, el mayor crecimiento ha sido impulsado por la energía eólica. Según los datos de Cammesa, un 23% de la energía renovable provenía de esa fuente en 2017, mientras que ese porcentaje se triplicó en 5 años y alcanzó un 74% en 2021. Al día de hoy (año 2023), la energía renovable que más uso tiene en la Argentina es la eólica que representa el 71%, seguida de la solar (17%), los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (6%) y la biomasa.

En cuanto a la distribución de la potencia instalada por regiones, la Patagonia se destaca como el principal contribuyente de energía renovable al Sistema Argentino de Interconexión Eléctrica (SADI), principalmente a través de proyectos de generación eólica. A continuación, le sigue la región de Buenos Aires + Gran Buenos Aires, donde la energía eólica también desempeña un papel destacado. Luego, se encuentra el NOA, que se caracteriza principalmente por la generación solar, seguido de Cuyo, donde también predomina la solar. Posteriormente, se encuentra la región del Centro, con una presencia significativa de la generación eólica, como en el Comahue que le precede. La siguiente región es el NEA, donde la principal fuente es la biomasa, tal como en el caso de la última región, es decir, el Litoral.

PERSPECTIVAS

En un futuro cercano, Argentina debe superar los desafíos para mantener el crecimiento constante en la producción de energía renovable. Estos desafíos incluyen la capacidad limitada de transporte eléctrico y financiación, así como la intermitencia inherente a las fuentes de energía renovable. Esta última, se refiere a la incapacidad de ciertas generadoras de electricidad de poder controlar cuándo operar, ya que dependen de la disponibilidad del recurso. Las tecnologías solares y eólicas son las más críticas, dado a que su variabilidad oscila mucho durante el día.
En el largo plazo, se presentan diferentes escenarios relacionados con las energías renovables. Uno de ellos es el REN30 (RenovAr 3.0), un programa establecido por el Gobierno lanzado en 2016, con el objetivo de aumentar la participación de las energías renovables en el sector energético del país. Dicho programa, busca actualmente que, para el año 2030, el 30% de la generación eléctrica provenga de fuentes renovables.

CONCLUSIÓN

Las energías renovables en Argentina han experimentado un crecimiento notable en los últimos años y presentan un gran potencial para transformar el sector energético del país. No obstante, es necesario seguir impulsando su desarrollo y superar los desafíos pendientes para alcanzar una transición energética aún más sostenible.

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TGN finalizó la primera etapa de las obras de la reversión del Gasoducto Norte

La transportista de gas TGN, que opera más de 11.000 kilómetros de ductos en todo el país, finalizó la primera etapa de las obras de reversión del Gasoducto Norte, clave para abastecer con gas de Vaca Muerta el norte del país y reemplazar el declino de los envíos de Bolivia. La reversión del Gasoducto Norte es para darle un sentido inverso al actual y es una obra que está dividida en varias etapas. Esta primera parte demandó tres meses y una inversión de 3.000 millones de pesos. El gobierno espera que todas las etapas de la reversión estén concluidas para mayo de 2024.

Según indicó en un comunicado, TGN concluyó dos obras en la provincia de Córdoba que “son estratégicas para la reversión”. Concluida esta primera etapa, se incrementa el volumen de transporte en un 40%, ya que pasa de 7 a 10 millones de m3 diarios (MMm3/d) de gas natural para el abastecimiento a industrias, centrales térmicas y hogares. Además, la obra generará un ahorro fiscal estimado en 23 millones de dólares por mes porque reemplaza importaciones de energía con gas de producción local.

La obra completa para revertir el Gasoducto Norte requiere de una inversión de US$ 713 millones, según explicó la secretaria de Energía, Flavia Royón. El gobierno, que en los próximos días se cree que podría lanzar la licitación, ya acordó con la CAF, que aportará US$ 540 millones. El 25% del financiamiento restante podría salir de fondos de Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico, con el fondo que surge de las exportaciones de energía eléctrica a Brasil.

Santa Fe – Córdoba

Las obras del primer tramo fueron ejecutadas en las plantas compresoras Leones y Tío Pujio y permiten revertir la dirección del flujo del gas desde la Planta Compresora San Jerónimo, al sur de la provincia de Santa Fe, hasta el centro de la provincia de Córdoba.

La Secretaría de Energía había dispuesto la adecuación de Leones y Tío Pujio mediante la resolución 17/2023 de enero de este año, que tuvo la intención de acelerar las obras de infraestructura para que el gas de Vaca Muerta llegue a esa zona del país. La reversión del Gasoducto Norte es una obra complementaria del Gasoducto Néstor Kirchner, que se inaugura el próximo 9 de julio, según informó el gobierno. Estas obras harán posible que el gas pueda llegar también a países de la región, como Chile y Brasil.

La adecuación de las plantas compresoras “contempló la modificación de los colectores de succión y descarga, interconexiones de los gasoductos troncal y loop existentes, además de trabajos civiles, eléctricos y de instrumentación complementarios, que incluyen la adecuación de los sistemas de control. También contó con pruebas hidráulicas en tres segmentos del Gasoducto Norte troncal y el incremento de la presión operativa en los Tramos 10 y 11”, destacó TGN.

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, Redaccion EconoJournal

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Economía destina U$S 80 millones a energías renovables en zonas rurales (PERMER)

La Secretaría de Energía de la Nación describió varias iniciativas encaradas desde el ministerio de Economía para el desarrollo del proyectos PERMER de energías renovables en mercados rurales, un programa que tiene como objetivo garantizar el acceso universal a la energía a 114.000 argentinos, con una inversión global aproximada de 80 millones de dólares.

Para mejorar la calidad de vida de las poblaciones rurales y gracias al financiamiento del Banco Mundial, este año se pondrá en marcha, entre otras obras, la construcción de 13 mini redes de generación de energía eléctrica en base a fuentes renovables en cuatro provincias (Catamarca, Jujuy, Salta y Río Negro), para abastecer a poblados aislados de la red. La inversión total es de 28,3 millones de dólares.

En el marco de este programa, la Secretaría de Energía está avanzando también en la instalación de sistemas de generación fotovoltaica para 494 Centros de Atención Primaria de Salud en Catamarca, Chaco, Chubut, Córdoba, Jujuy, La Rioja, Misiones, Neuquén, Río Negro, Salta, Santa Cruz, Santiago del Estero, Tucumán.

Estas obras son claves para las zonas rurales de las provincias ya que, con una inversión de 18 millones de dólares para garantizar energía eléctrica en sus centros, los profesionales de la salud podrán extender los horarios de guardia y la calidad de las prestaciones para más de 40.000 personas.

“PERMER es uno de los programas que le cambian la realidad de vida a muchos argentinos y argentinas que viven en lugares remotos, como a poblaciones rurales que hoy no tienen acceso a la energía eléctrica por sistema. Por eso es tan importante y prioritario para nosotros, porque nuestro objetivo de gestión es mejorar la calidad de vida de todos los argentinos.”, destacó la secretaria Flavia Royon.

Además, con una inversión de 2,5 millones de dólares, se entregaron 2.600 boyeros solares a 10.000 pequeños productores rurales en zonas sin acceso a la red de distribución eléctrica en 19 provincias, para electrificar los alambrados y mantener confinado al ganado. Este tipo de tecnología de bajo costo y de alto impacto facilita a los pequeños productores utilizar selectivamente el espacio de los predios.

Para los establecimientos públicos, a través de PERMER se está concretando la instalación de sistemas para abastecer de electricidad, a partir de energías renovables a 281 dependencias estatales de 19 provincias, como escuelas rurales, puestos de Gendarmería Nacional, puestos fronterizos del Ejército Argentino, campamentos de Vialidad Nacional, establecimientos sanitarios y destacamentos policiales. La inversión destinada es de 22 millones de dólares y beneficia a más de 20 mil personas.

Para este año también se espera la instalación de sistemas fotovoltaicos para generar energía eléctrica en 11 Parques Nacionales, y 104 hogares aislados en zonas rurales en Catamarca y Santa Cruz, para que accedan por primera vez a la electricidad. Se completa así la última tanda de provisión de 742 equipos, a partir de una inversión de 2 millones de dólares.

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Miembros de la OPEP+continuarán con recortes en la producción

Las autoridades de Arabia Saudita acaban de anunciar que extenderán un mes más, para el próximo agosto, el recorte unilateral voluntario de la producción de petróleo en un millón de barriles al día.

El volumen total de la reducción decretada por Riad, Moscú y otros países miembros y socios de la OPEP rondará los 1,6 millones de barriles al día y se mantendrá hasta el fin de año.
“La producción del reino para el mes de agosto de 2023 estará cerca de los 9 millones de barriles diarios”, informaron en Riad. ”En el marco de los esfuerzos por mantener el equilibrio del mercado, Rusia recortará voluntariamente en agosto los suministros a los mercados petroleros en 500.000 barriles diarios mediante la reducción de las exportaciones”, según el comunicado.

El volumen total de la reducción del crudo que liberan al mercado Riad, Moscú y otros países como Irak, Kazajistán, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Argelia, Omán y Gabón rondará 1,6 millones de barriles diarios y se mantendrá hasta el fin de 2023. Se trata tanto de países miembros como de socios del cartel.

La reducción de la producción, que fue anunciada en un primer momento por la OPEP+ tras una reunión celebrada a comienzos de junio, se dio en medio de una caída de los precios del crudo. Para entonces, el Brent había descendido a precios bursátiles comprendidos entre los 72 dólares y 76 dólares el barril, valores que no convienen a los países exportadores.

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Gasoducto Néstor Kirchner: Fernández confirmó el llamado a licitación para el segundo tramo que llegará hasta Santa Fe

El presidente Alberto Fernández confirmó que en los próximos días se realizará el llamado a licitación para construir el segundo tramo del gasoducto Néstor Kirchner que llegará a la provincia de Santa Fe. Se trata de un nuevo conducto de 467 kilómetros, desde la localidad bonaerense de Salliqueló hasta San Jerónimo, en la provincia de Santa Fe. La obra demandará una inversión de US$ 1.900 millones, según las estimaciones oficiales. “Estamos haciendo la obra pública más importante de los últimos 35 años, el Gasoducto Néstor Kirchner”, afirmó Fernández este viernes en Santa Fe. En el marco de la entrega de […]

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Los petroleros cobrarán mínimo de $600.000 luego de el acuerdo en paritarias

El gremio logró un incremento anual del 107,5% con dos plazos de revisión en octubre de 2023 y abril del año siguiente. ¿El impuesto a las Ganancias? Algo a tratar. Los efectos de la inflación y cómo ésta afecta el poder adquisitivo de los trabajadores están provocando que las paritarias de 2023-2024 se cierren de manera trimestral. El “menu salarial”. tiene otras opciones, en las que los gremios terminan cerrando mejoras anuales con aumentos de tres cifras, pero con la bendita cláusula de revisión para no quedar atrasados frente a la frenética suba de precios. Es el caso de la […]

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Represas del Comahue: comenzaron las reuniones de coordinación para instrumentar el traspaso a Enarsa

El próximo 11 de agosto vence el contrato de concesión de las represas hidroeléctricas Alicurá, El Chocón y Planicie Banderita, las cuales pasarán a ser controladas por el Estado Nacional. Con el objetivo de gestionar esa transición de modo ordenado, técnicos de Enarsa, la firma que se hará cargo de las represas a través de una subsidiaria, comenzaron hace unos 10 días a mantener reuniones con representantes de las compañías privadas que actualmente administran esas firmas.

Alicurá es controlada por la estadounidense AES, El Chocón por la italiana Enel y Planicie Banderita por Orazul Energy, que pertenece al fondo I Squared Capital. Los gerentes de Enarsa mantienen reuniones por separado con gerentes de cada una de esas compañías con tres ejes de trabajo: recursos humanos, compras y sistemas. La intención oficial es que las firmas continúen operando normalmente una vez que se concrete el traspaso. El 29 de diciembre podría sumarse a esa lista una cuarta central, Piedra del Águila, que está en poder de Central Puerto, pero esa decisión ya será competencia del próximo gobierno.

Las reuniones con las tres empresas salientes son para coordinar cuestiones operativas de la gestión cotidiana, habiendo quedado afuera de la agenda los juicios que algunas de esas firmas mantienen en el CIADI contra el Estado argentino. Esa negociación quedará para más adelante.

Tal como anticipó EconoJournal, Enarsa se hará cargo de estas tres represas del Comahue a través de una subsidiaria. Una posibilidad es que la compañía se denomine Enarsa Hidroeléctrica Comahue, aunque el nombre todavía no está definido.

Reclamo de Neuquén

Tampoco está resuelto que rol van a tener las provincias en el nuevo esquema. Hace 15 días el gobierno de Neuquén envió una nota a la secretaría de Energía solicitando que se deje sin efecto la asignación a Enarsa del control de las represas hidroeléctricas del Comahue.

El Gobierno neuquino insiste con que el manejo de las centrales hidroeléctricas es más amplio que una simple concesión, y apunta a la opción de un control y una renta que incluya a su distrito y a Río Negro. “Se propone la creación de una empresa hidroeléctrica regional tripartita, conformada por el Estado nacional, junto con las provincias. Entre los ejes centrales del proyecto, se deberá contemplar una renta por la explotación comercial de las centrales generadoras que permita la ejecución de un programa de obras hidroeléctricas multipropósito, de infraestructura y de desarrollo productivo a consensuar entre las partes”, remarcaron en la nota enviada a la Secretaría de Energía.

La nota consta además de un apartado denominado “Reserva de Derecho”, donde se precisa que “la provincia se reserva el derecho de judicializar la cuestión aquí expuesta mediante el planteo de inconstitucionalidad de los artículos 6º, 11º y 14º y ccs. de la Ley 15.336, en tanto otorgan al Poder Ejecutivo Nacional en forma exclusiva el poder concedente; y cualquier acto administrativo del Estado nacional que tenga por finalidad definir el destino de los recursos hídricos en la cuenca de los ríos Limay, Neuquén y Negro sin la participación de las provincias que ostentan su titularidad”.

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, Redaccion EconoJournal

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Mendoza Activa Hidrocarburos superó las previsiones de la ley y tiene en marcha $17.000 millones en inversiones

El programa de reintegros atrajo propuestas de inversiones por $36.400 millones, duplicando las previsiones más optimistas de la ley de incentivos aprobada en la Legislatura. Están en marcha 70 proyectos con 380 pozos intervenidos. Mendoza Activa Hidrocarburos, el programa de incentivos para una actividad central en la economía de la provincia, superó todas las expectativas de la ley que envió el ejecutivo a la Legislatura y que tuvo su primera convocatoria en 2021. En tres convocatorias, el programa atrajo inversiones por $36.400 millones de pesos, cuando las leyes que se fueron aprobando para las convocatorias preveían menos de la mitad. […]

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El puerto trabaja para que las futuras grandes inversiones se potencien también en la zona

Software e informática, construcción, aceite de oliva, petroquímica e industria naval figuran entre las cadenas de valor con mayor potencial de crecimiento, según un estudio preliminar de la UPSO. Frente al amplio abanico de inversiones que, por ejemplo en el área de hidrocarburos, se vaticina para el área portuaria e industrial de Bahía Blanca, el Consorcio de Gestión del Puerto comenzó a definir un plan de acción, local y regional, destinado a impulsar el desarrollo armónico de sus beneficios en el Sudoeste Bonaerense. Para tal fin, como se ha venido informando desde estas páginas, el ente viene trabajando con la […]

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TGN crea nueva empresa para operar otro gasoducto en el norte

La transportadora de gas operará este ducto con el objetivo de abastecer a las productoras de litio, cobre y oro del norte argentino. Con el objetivo de proveer de gas a la producción minera que se lleva a cabo en el norte argentino, Transportadora de Gas del Norte (TGN), acaba de crear una nueva sociedad como vehículo para desarrollar un proyecto de abastecimiento por ductos. La compañía lleva el nombre de Gasoducto Vicuñas y, si bien todavía no existen demasiadas precisiones sobre el monto de inversión ni el inicio de su construcción, estará dedicado principalmente a emprendimientos mineros en la […]

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Las recetas de tres economistas para recuperar el crecimiento y bajar la pobreza

Los economistas plantearon la modernización laboral, la necesidad de consensos y políticas a largo plazo y debatieron sobre la dolarización. ¿Cuáles son las reformas que implementarían para energizar la economía y bajar la pobreza? Esta pregunta fue el disparador de una charla, organizada por el IAE de la Universidad Austral, de la que participaron tres importantes referentes económicos de distintas fuerzas políticas: Hernán Lacunza, ex ministro de Economia (PRO) Matias Kulfas, Ex ministro de la Producción (Frente de Todos) y Ramiro Marra, legislador de la ciudad de Buenos Aires (Libertad Avanza). Claramente, las tres visiones fueron distintas aunque un punto […]

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Dueños de estaciones de servicios darán a conocer estrategias para fomentar el uso del GNC a candidatos presidenciales

La Cámara de Expendedores de Gas Natural Comprimido está desarrollando un proyecto de crucial importancia que busca cambiar por completo el parque automotor argentino para que se incline más hacia el gas. A partir de las grandes posibilidades que aporta el desarrollo de la formación de Vaca Muerta, los miembros de la mencionada entidad empresaria buscan usufructuar al máximo los sobrantes de gas que se producirán cuando el gasoducto esté en su máxima potencia. Los dirigentes expendedores de gas idearon varias sugerencias para que los candidatos al máximo puesto ejecutivo las hagan realidad. Con esto se busca empujar el potencial […]

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Argentina pagará al FMI con yuanes en vez de dólares

Se aseguraba desde el Ministerio de Economía que se realizaría primero un pago de 1.900 millones de dólares. Ahora se habla de “1.600 millones de dólares y el resto se paga en yuanes”, según se pudo saber. Argentina debe pagar un vencimiento de 2.700 millones de dólares correspondientes a la deuda con el Fondo Monetario Internacional. Parece que el país recurrira a otra estrategia para afrontar la deuda. Se trata de reemplazar los dólares que faltan con yuanes, moneda de la República Popular de China. “Vamos a tener menos de 30.000 millones de dólares de reservas brutas porque se fueron […]

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Los beneficios que le aportaría a la Argentina ser parte de los Brics

El ingreso del país a dicha asociación económica-comercial, no solo habilitaría la posibilidad de grandes financiamientos por parte del Nuevo Banco de Desarrollo, sino que además generaría alivio para las reservas, porque permitiría actuar en el comercio internacional en monedas locales. Las expectativas para la votación de agosto. Si bien en la última reunión que mantuvieron el ministro de Economía, Sergio Massa, y la presidenta del Nuevo Banco de Desarrollo (NBD) de los Brics, Dilma Roussef, esta informó que la incorporación de la Argentina al grupo debería esperar a la votación de la entidad que se llevará a cabo en […]

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Energía confirmo un nuevo récord de producción de gas en Vaca Muerta

En mayo el volumen de gas no convencional de la formación alcanzó los 57, 3 millones de metros cúbicos diarios, lo que representa un incremento interanual del 10,7 % y un crecimiento del 11,1% respecto del mes de abril. “Hoy Vaca muerta marca un nuevo récord de producción, gracias a la apuesta del Estado Nacional y a la gestión permanente del ministro de Economía Sergio Massa, en hacer desarrollar la infraestructura necesaria, así como también a la inversión privada en oleoductos”, destacó Flavia Royon. La secretaria de Energía sostuvo que se desbloqueó el desarrollo de Vaca Muerta gracias a la […]

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ExxonMobil construirá un nuevo oleoducto en la provincia del Neuquén

Se trata del ducto Bajo del Choique Nordeste, que permitirá transportar 60.000 barriles diarios de petróleo. “No hay límite en la potencialidad del desarrollo de Vaca Muerta”, aseguró el gobernador Omar Gutiérrez. El ministerio de Energía y Recursos Naturales informó que, como parte del Plan de Inversiones 2023 aprobado por el gobierno provincial, se contempla la construcción del oleoducto Bajo del Choique Nordeste. Este nuevo ducto permitirá el transporte diario de hasta 60.000 barriles de petróleo a lo largo de una extensión de 43 kilómetros, con un diámetro de 12 pulgadas. La inversión estimada es de 75 millones de dólares. […]

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Petroleras independientes piden un salvavidas para el negocio convencional

Es casi una necesidad que el desarrollo a gran escala de los recursos no convencionales de Vaca Muerta conviva con la explotación de las demás cuencas del medio local, pero la falta de incentivos económicos y de infraestructura se traduce en múltiples limitaciones para las compañías que quieren seguir aprovechando los yacimientos convencionales. Así lo señalaron Diego Garzón, CEO de Oilstone; Diego S. Trabucco, presidente de Aconcagua Energía; y Alfredo Bonatto, CEO de Petróleos Sudamericanos, durante el panel que compartieron en la tercera edición del Argentina Energy Summit.

El número uno de Aconcagua explicó que “los bloques no convencionales son plays muy atractivos y de altísima rentabilidad, ya que existe el marco regulatorio adecuado para su puesta en valor”. Por el contrario, prosiguió Trabucco, “el convencional es un negocio normal que la industria conocía como la única opción hasta 2010. Todos nos focalizábamos en él, invirtiendo un cierto presupuesto anual para sostener los niveles de producción”.

Según su par de Petróleos Sudamericanos, tras más de 100 años del descubrimiento de petróleo en la Argentina, hoy el modelo del negocio convencional está migrando. “Cambió la tecnología, hubo un progreso en la geología y en el estudio de las cuencas”, aseguró Bonatto. “Con este nuevo modelo de negocio y un marco de incentivos, muy posiblemente podríamos llegar a la ecuación virtuosa de convencional más no convencional”, resumió.

Garzón, por su parte, expuso que desarrollar campos convencionales puede aportar más beneficios en diferentes sectores. “El recurso tiene una implicancia que no es menor: la generación de empleo. A través de las actividades convencionales, por cada dólar invertido nosotros generamos 10 veces más trabajo que en el ámbito no convencional”, comparó.

Nuevas normativas provinciales

El CEO de Oilstone hizo mención a una modificación regulatoria del segmento convencional que se realizó en los últimos años, la cual favoreció a las compañías de capitales extranjeros y dejó afuera a las independientes. “Deberíamos tener una cláusula especial para poder acceder a todos los oleoductos, gasoductos y terminales sin restricciones, porque bien saben que somos el 10% o el 20% del error de cálculo de cualquier gasoducto que se llena todos los días en la Argentina”, sentenció.

En ese sentido, Garzón consideró absurdo que las firmas independientes tengan un problema para exportar. “Si nosotros colocamos en el exterior entre 7.000 y 10.000 metros cúbicos (m3) por mes, no llenamos ningún barco”, expresó. A partir de esta idea, advirtió que si no es posible alcanzar capacidad de exportación al depender del error de cálculo, lo que se precisa realmente está más allá de las regalías.

En cuanto a esta necesidad de las petroleras, Trabucco resaltó que con las limitaciones de financiamiento que hay para poder desarrollar el segmento convencional, desgraciadamente las compañías tienen que destinar los escasos fondos al rubro no convencional. “Así, deciden temporizar, desinvertir o descuidar la producción en los campos tradicionales”, indicó.

En la misma línea, Bonatto manifestó que los incentivos no se limitan a un recorte en las regalías, sino que también “pueden ser cosas muy simples, como la promoción de vínculos de largo plazo con los clientes”. El marco actual, opinó, está lejos de ser favorable. “Cada vez que queremos exportar, impulsando ingresos directos de divisas, tenemos que solicitar un permiso mensual”, criticó.

Los tres directivos coincidieron en la necesidad de que los distritos provinciales modifiquen sus marcos regulatorios para aprovechar yacimientos que, de otra forma, permanecerían cerrados. Bonatto reconoció a las provincias como socias de las empresas, ya que “un 15% o un 12% de las regalías hace parte de una asociación directa, y todo lo que venimos produciendo y va al porcentaje, se basa en esa asociación”.

Con respecto a la disponibilidad de los recursos, Trabucco sentenció que el país tomó una decisión práctica. “Vio que la única forma para salir del falso dilema de la soberanía energética es con el desarrollo no convencional como solución”. A su entender, la Argentina logró sortear ese desafío, “pero el costo de poner en valor a Vaca Muerta fue descuidar al segmento convencional”.

Condiciones de largo plazo

Trabucco planteó un paralelismo entre las concesiones actuales de ambos tipos de desarrollos, donde se destacan diferencias importantes. “Vaca Muerta es rentable por la alta productividad, pero también porque tiene 25 años de concesión con extensión a 10 años, además del 12% de regalías”, explicó.

Distinto es el caso del rubro convencional, como sostuvo Bonatto, que posee plazos de concesiones más cortos y regalías que van incrementándose con las renovaciones de acceso limitado a la infraestructura de transporte.

Ante esto, Garzón instó a las provincias petroleras a replantearse la necesidad de generar condiciones de largo plazo. Asimismo, reconoció que los incentivos de Mendoza y Neuquén son muy buenos, pero configuran impulsos cortoplacistas. “El petróleo lo tenemos que pensar a largo plazo, entonces un negocio de riesgo o de alta inversión”, definió. Para cerrar, planteó que “los activos convencionales deberían tener un cuadro normativo, por lo menos similar a los no convencionales”.

Bonatto, en consonancia, rescató el federalismo de la actividad tradicional y remarcó que tanto a nivel nacional como provincial sobra “capacidad de hacer”. “No nos podemos dar el lujo de perder ninguna oportunidad”, completó.

Consenso político

En diálogo con EconoJournal, Trabucco brindó su visión frente al panorama eleccionario, considerando que su empresa no se verá mayormente afectada por lo que suceda en las urnas. “Creo que se ha logrado dar el mensaje a todos los gobiernos de la necesidad de una política de Estado en el área energética para poner en valor los recursos no convencionales”, aseveró.

No obstante, acotó el ejecutivo, el negocio convencional también requiere de esas reglas claras a largo plazo. “Ojalá que a esa política le podamos agregar pequeños ajustes normativos para extender la vida y viabilizar proyectos marginales que hoy no están pudiendo ponerse en ejecución”, expresó.

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, Sol Mansilla

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Tendencias en comercialización de energía: el rol de las renovables y los contratos a largo plazo

En el sector energético, la comercialización de energía renovable mediante contratos a largo plazo está experimentando un avance significativo. Para comprender mejor esta tendencia y su impacto en la región centroamericana, Sean Porter, director de Desarrollo, Nuevos Negocios y Comercial de CMI Energía, brindó una entrevista exclusiva a Energía Estratégica en el marco del ciclo de entrevistas «Protagonistas».

En cuanto al avance de la comercialización de energía en Guatemala, Sean Porter destacó el dinamismo y la creatividad que se están observando en el mercado. Gracias a la disponibilidad de nuevas tecnologías, se han creado productos y opciones comerciales diversas, sirviendo como ejemplo para otros países de la región.

“En el mercado guatemalteco uno puede encontrar opciones tan diversas como precios fijos a largo plazo, bandas de precio, esquemas horarios, esquemas estacionales, esquemas mixtos entre generación en sitios, etc”, observó Sean Porter.

Esta variedad de configuraciones comerciales permitiría adaptarse a las necesidades específicas de los consumidores industriales, como establecer metas a largo plazo y aprovechar las visiones sobre precios y combustibles en el futuro.

Según Sean Porter, una de las razones detrás del aumento de la demanda de contratos a largo plazo es la creciente preocupación por la sostenibilidad y el medio ambiente. Las empresas, especialmente las internacionales, han aprendido que la energía renovable requiere contratos a largo plazo para su ejecución, y han adaptado sus metas de sostenibilidad a esta visión a largo plazo.

Además, la volatilidad de los precios es otro factor importante. Las energías renovables como eólica o solar ofrecen la posibilidad de establecer precios fijos en momentos en los que los precios están altos debido a la falta de hidrología o a factores relacionados con el precio de los combustibles. Al comprometerse a contratos a largo plazo, las empresas eliminan el riesgo del mercado y las fluctuaciones impulsadas por estos factores, lo que les brinda seguridad económica.

¿Cuánto influyen las licitaciones públicas en la dinámica del mercado entre privados? Siguiendo el análisis de Sean Porter, la convocatoria de la licitación PEG-4 (235 MW) y más aún la eventual licitación PEG-5 (1000 MW o más) si bien hubiera sido preciso haberlas lanzado hace ya tiempo atrás, activarlas ahora contribuirá en algún sentido.

“Tanto la PEG-4 como la PEG-5 vienen a darnos un empujón importante creo, pues como estamos viendo justo en este año -no solamente en Guatemala sino de más países- es que entre más diversificación mejor podamos aumentar los momentos estresados de precios etcétera entonces esto solo debería de ayudar todos los subsectores de tener más opcionalidad, menos dependencia del agua o menos dependencias carbón o el gas o en ciertos países inclusive búnker”, consideró.

En cuanto al papel de los activos renovables, tanto propios como de terceros, en la comercialización de energía, Sean Porter destaca su importancia como estabilizadores de precios. La combinación de diferentes tecnologías renovables permite diversificar la oferta energética, adaptándose a las necesidades estacionales, horarias e interanuales. La selección cuidadosa de proyectos y tecnologías es fundamental para satisfacer las necesidades específicas de cada cliente.

En el mercado guatemalteco las soluciones que ofrece ION Energy se destacan. Al respecto, Sean Porter aclaró que desde esta empresa comercializadora de CMI se enfocan en brindar soluciones integrales, no sólo en términos de energía y potencia, sino también en eficiencia energética, medición inteligente y otras combinaciones de servicios. No es menor que ION Energy cuente con el respaldo de CMI y CMI Energía, esto les permite ofrecer soluciones energéticas a medida del cliente final, incluso construcción de instalaciones en sitio, certificaciones renovables y financiamiento de proyectos.

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Ocho empresas compiten en una licitación de transmisión nacional y zonal de Chile

El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile recibió las solicitudes de ocho empresas para realizar obras de ampliación de los sistemas de transmisión nacional y zonal en distintos puntos del país, correspondientes a los decretos exentos N° 185/2021 y N° 200/2022. 

Y tras varios meses de prórroga desde la promulgación del primer dictamen mencionado, el CEN finalmente realizó la apertura de ofertas administrativas y técnicas para una infraestructura que deberá entrar en operación entre los próximos 18 o 24 meses desde su adjudicación. 

Andaluza de Montajes Eléctricos y Telefónicos S.A (Ametel) se postuló en 14 obras de infraestructura eléctrica y se convirtió en la compañía que propuso el mayor número de ofertas en este llamado licitatorio. 

Puntualmente para la ampliación de 11 subestaciones (Isla de Maipo, Las Cabras, Panguilemo, La Pólvora, Nueva Pozo Almonte, Casas Viejas, Peñablanca, San Pablo, Leyda, Hospital, Lagunas y Hualqui) hasta aquellas como Los Maquis y Chimbarongo que también requieren seccionamiento de la líneas de 66 kV (Itahue – Talca y San Fernando, respectivamente). 

Monlux también se presentó en un elevado número de inversiones requeridas (9) para el sistema de transporte de Chile , ya que sus ofrecimientos contemplan las S/E Panguilemo, Casas Viejas, San Pablo, Leyda, Hospital, Isla de Maipo y las Cabras, además de los combos de la S/E Los Maquis y Chimbarongo, mencionados previamente. 

La firma CAM Chile completó el podio en cuanto a ofertas administrativas y técnicas gracias a que también compite para la ampliación de las subestaciones Panguilemo, Casas Viejas, San Pablo, Leyda, Hospital, Las Cabras y Dalcahue; sumado a la labor en la S/E Chimbarongo y el seccionamiento de línea 1×66 kV San Fernando. 

Mientras que Elecnor fue la última empresa con multi propuestas en la convocatoria de los DS N° 185/2021 y N° 200/2022, puntualmente para las S/E La Pólvora, S/E Hualqui 220 kV, el aumento de capacidad de línea 1×220 kV Charrúa – Hualpén, tramo Concepción – Hualpén, y la expansión en la subestación eléctrica Don Héctor 220 kV (IM) y el pertinente seccionamiento de la línea 2×220 kV Nueva Maitencillo – Punta Colorada. 

Por otra parte, a continuación se encuentran detalladas las compañías que sólo presentaron oferta para una obra en particular:

Sistemas de Transmisión del Sur SA: Ampliación en S/E San Pablo
Ingeniería Agrosonda SPA: S/E Don Héctor 220 kV (IM) y seccionamiento línea 2×220 kV Nueva Maitencillo – Punta Colorada
CAVCO: S/E Leyda
Efacec: Ampliación en S/E Leyda

A partir de ello, el Coordinador Eléctrico Nacional de Chile revisará las propuestas, las calificará y recién el 25 de agosto llevará a cabo el acto de apertura de los sobres económicos. Hecho que dará lugar a una instancia de ajustes al valor máximo entre el 25 y 30 de dicho mes para luego culminar en la adjudicación el lunes 4 de septiembre del corriente año. 

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Un consorcio liderado por TotalEnergies invierte U$S 150 millones en pequeños proyectos para compensar la declinación gasífera de la Cuenca Austral

La Secretaría de Energía adjudicó la semana pasada volúmenes de gas incremental al consorcio Cuenca Marina Austral (CMA-1), que es operado por la francesa TotalEnergies e integrado además por Wintershall DEA y Pan American Energy (PAE), como parte de la Ronda 5.2 del Plan Gas.Ar lanzada en noviembre para intentar revertir la declinación de la cuenca Austral y otras cuencas convencionales. La inversión total de las tres empresas suma unos US$ 150 millones de dólares, según revelaron a EconoJournal fuentes al tanto del proyecto.   

El consorcio CMA-1 está llevando adelante el proyecto gasífero offshore Fénix, a 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego. De hecho, la UTE confirmó la semana pasada que se iniciaron las operaciones para la instalación de los ductos submarinos.

En cambio, el anuncio de la ronda 5.2. del Plan Gas.Ar, que se instrumentó la semana pasada por una resolución de la Secretaría de Energía publicada en el Boletín Oficial, no tiene relación con esa inversión. La adjudicación que obtuvieron el miércoles pasado se inscribe en un programa destinado a compensar la declinación de la cuenca Austral con inversiones puntuales en distintas áreas que esas empresas ya vienen explotando, como Aries y Vega Pléyade. Para eso, se firmarán contratos con Enarsa y con Cammesa para inyectar un plateua de producción de alrededor de 1 millón de metros cúbicos diarios (MMm3/día) a lo largo de los próximos cinco años. Las empresas controladas por el Estado pagarán un precio promocional que promediará unos US$ 6,50 por millón de BTU durante el período en cuestión.

El plan presentado por TotalEnergies, Wintershall DEA y Pan American Sur (subsidiaria de PAE) contempla trabajos de workover en pozos del yacimiento Aries y la construcción de un parque eólico para electrificar parte de la operación de producción y lograr una baja en la emisión de gases. En este último caso, cuando el parque eólico esté en operación permitirá electrificar el funcionamiento de compresores que hoy consumen gas natural. A raíz de eso, esos volúmenes del fluido podrán inyectarse a la red de gasoductos. También se prevé extender la vida útil del equipamiento instalado actualmente en esas áreas.

El origen del plan

En noviembre del año pasado, luego del desembarco de Sergio Massa al frente del Ministerio de Economía y el cambio en las autoridades de la Secretaría de Energía, el gobierno decidió dar continuidad a la política pública de estímulo a la producción local de gas por medio del DNU 730. Lo hizo a través de nuevas rondas licitatorias del “Plan Gas.Ar 2020-2024”, procedimiento que formalmente se denominó como “Plan de reaseguro y potenciación de la producción federal de hidrocarburos, el autoabastecimiento interno, las exportaciones, la sustitución de importaciones y la expansión del sistema de transporte para todas las cuencas hidrocarburíferas del país 2023-2028”.

Bajo ese paraguas convocó a subastas competitivas para: extender compromisos de inyección de la ronda 1 por cuatro años (hasta diciembre de 2028); llenar el gasoducto presidente Néstor Kirchner; agregar volúmenes para los picos de demanda de invierno; e intentar revertir el declino de las cuencas Austral y Noroeste.

El foco del Plan Gas.Ar 5 está puesto en las cuencas maduras existentes en distintas regiones del país, como la Austral, Golfo de San Jorge y Noroeste, al contrario del Plan Gas.Ar 4, centralizado en la Cuenca Neuquina.

El Plan 5 convocó a las productoras a presentar ofertas en gas convencional o “tight” de sus yacimientos maduros para, de esta forma, abastecer de gas a los ductos Norte y General San Martín.

La ronda 5.2. buscaba extender los compromisos de la Ronda 1 en la Cuenca Austral, así como obtener gas incremental a partir de enero de este año para esa cuenca, la del Golfo San Jorge y para la Cuenca NOA.

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, Redaccion EconoJournal

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Este jueves se instaló el rotor de la unidad cuatro de generación de energía de Hidroituango: se alistan 1200 MW

Al hito logrado el pasado martes 27 de junio, con la llegada de la primera compuerta o mamparo mecánico para avanzar en los trabajos subacuáticos, se sumó le pasado jueves el traslado y montaje en sitio final de la casa de máquinas del rotor de la unidad cuatro de generación de energía de la Central Hidroituango.

Jorge Andrés Carrillo Cardoso, gerente general de EPM, indicó que “Hidroituango no deja de sumar hitos técnicos en lo que será la entrada en operación este año de las unidades tres y cuatro de generación de energía”.

“Con el compromiso por parte de nuestros funcionarios y contratistas, hoy instalamos satisfactoriamente el último rotor de la zona norte de la casa de máquinas, el cual veníamos trabajando con todo el acoplamiento de sus piezas en la sala de montajes, ubicada en la zona sur de la caverna, lugar que habilitamos para facilitar todas las maniobras que se requieren en sitio”, resaltó el directivo.

¿Qué es y para qué sirve el rotor?

El rotor es una pieza que se instala dentro de cada unidad de generación de energía, la cual gira a alta velocidad (180 revoluciones por minuto). Entre el estator y el mismo rotor, existe un espacio de 28,5 milímetros y, es en este espacio, que se genera el campo magnético para transformar la energía mecánica en energía eléctrica.

Cada una de las unidades del rotor, fueron fabricadas en la ciudad de Taubaté, en el estado de Sao Paulo, Brasil, por el proveedor GE Renewable Energy (General Electric). Esta es una compañía que cuenta con amplia experiencia en la elaboración de elementos para grandes centrales de generación hidráulica alrededor del mundo.

De esta manera, Hidroituango avanza de forma positiva y segura para lo que será la entrada en operación este año de las unidades tres y cuatro de generación de energía, donde serán 1.200 MW de energía limpia y renovable para el desarrollo del país y la calidad de vida de millones de colombianos.

Al día de hoy, la mega represa ya tiene operativos dos unidades por un total de 600 MW (300 MW cada turbina). La operación total de la represa será de 2400 MW que estarán operativos al 2025.

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Brasil adjudicó 7 ganadores en la primera Subasta de Transmisión del 2023

Brasil realizó la primera subasta de transmisión del 2023 y la primera desde la vuelta de Luiz Inácio Lula da Silva a la presidencia del país, para la construcción y mantenimiento de 6200 kilómetros de infraestructura eléctrica y 400 MVA de capacidad de transformación de subestaciones (SE), principalmente para sumar más renovables en el futuro. 

Los grandes ganadores fueron el Consorcio Génesis, CTEEP, Rialma, CYMI, Eletrobras Furnas, Engie y Celeo, que se repartieron los 9 lotes de la licitación. Y Energía Estratégica trae el detalle de la subasta. 

El Consorcio Génesis está compuesto por empresas The Best Car Transportes de Cargas Nacional e Internacional (92,52%) y Entec Empreendimentos Eireli (7,48%) y repitió adjudicación en Lote N° 1 y el N° 8. 

En el primero de los casos, presentó una oferta de R$ 174,1 millones, lo que representa un descuento del 66,18% con relación al Ingreso Anual Permitido (RAP) para la construcción de 1116 km de líneas ubicadas en los estados de Bahía y Minas Gerais, así como la construcción de las subestaciones de 500 kV Campo Formoso II, Barra II (con compensación síncrona) y Correntina

Obras que tendrán un plazo máximo de ejecución de 66 meses y el  objetivo de ampliar el sistema para hacer frente a la expectativa de contratación de grandes cantidades de energía de proyectos renovables en la región.

Mientras que para el penúltimo lote de la subasta propuso la menor oferta entre 7 interesados, por valor R$ 19,5 millones (descuento del 55,35% respecto al RAP), para llevar a cabo la LT de 230 kV Recife II – Bongi C1 y C2, en Pernambuco (total 38 kilómetros) que prevé aumentar la confiabilidad en el servicio prestado a la zona metropolitana de Recife. 

La Compañía de Transmisión de Energía Eléctrica Paulista (CTEEP) fue la otra entidad que quedó con dos lotes de la convocatoria (N° 7 y N°9) a un precio de R$ 218,9 millones (41,81% por debajo del RAP) y R$ 7,5 millones (descuento del 50,36%), respectivamente.

Las obras del segmento N° 7 contempla 1044 kilómetros de líneas de transmisión en Minas Gerais y Río de Janeiro, además de la subestación Leopoldina 2 de 500 kV, necesarias para expandir el sistema en dos áreas que incorporarán un gran número de parques renovables producto de pasadas subastas de nueva energía. 

En tanto que el lote N° 9 fue adquirido tras una disputa “manos libres” entre la propia CTEEP, Eletrobras Furnas y Celgpar, siendo  la primera mencionada el mejor postor para desarrollar la S/E Água Vermelha 500/138 kV (Minas Gerais), que incluye la instalación del sistema de automatización para el control del flujo de reactivos, con un total de 400 MVA de capacidad de transformación.

“En números absolutos, esta es la subasta de inversión más grande jamás realizada por ANEEL. El evento demuestra la confianza de los inversionistas en el marco regulatorio, permite la generación de empleos para la población y también ayudará a vender energía limpia y renovable en todo el país”, manifestó el director general de Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), Sandoval Feitosa.

“Es un momento propicio para el sector eléctrico nacional. El avance que ocurrió con la información en los últimos 10 años ocurrirá, en los próximos 10, con la energía eléctrica. Brasil puede convertirse en el gran almacén de energía limpia y renovable del planeta”, subrayó Alexandre Silveira, ministro de Minas y Energía de Brasil.

Por otra parte, hubo otros dos lotes que superan los 1000 kilómetros de longitud de obras, ambos casos por un plazo de obra de 66 meses: el segmento N° 2 (1614 km en los estados de Bahía y Minas Gerais) adjudicado a Rialma Administração e Participações a un valor R$ 347,8 millones (51% menos del RAP).

Además del N° 5 (1006 km en Bahía, MG y Espírito Santo) en favor de Engie, que presentó una oferta cercana a los R$ 249,3 millones, lo que resultó en un descuento del 42,80% con relación al Ingreso Anual Permitido previsto por la ANEEL.

A continuación, el resto de ganadores de la primera Subasta de Transmisión de Brasil del año con los detalles de sus lotes correspondientes: 

Cymi venció en el N° 3 gracias a su oferta económica de R$ 70,9 millones (52,13% debajo del RAP) para construir 349 km de líneas de transmisión en Minas Gerais en un plazo exacto de 60 meses. 
Caso similar el de Eletrobras Furnas para el N° 4, ya que fue asignado para concretar en 5 años la red transmisión de 500 kV Janaúba 6 – Presidente Juscelino (303 km en Minas Gerais)  a un monto de R$ 68,7 millones (descuento del 45,75%).
Celeo Redes Brasil SA se llevó el lote N° 6 de la convocatoria debido a que ofreció una renta permitida anual de R$ 99,9 millones, lo que resultó en una rebaja del 48,23% con relación al precio inicial ofertado, de R$ 192,9 millones. Y con ello se ocupará de la LT 500 kV Xingó – Camaçari II, con 714 km en las entidades federativas de Bahía y Sergipe. 

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Instalan plantas solares para comunidades rurales en Sierra Alta, estado de Sonora

En el marco del “Programa Social de Generación Solar Distribuida”, a cargo del Gobierno Federal y del Gobierno del estado de Sonora, se instalaron plantas solares en los municipios rurales en condiciones de marginación o desfavorecidas, en Sierra Alta.

El objetivo es fomentar el uso de energía limpia mediante la inversión en pequeñas plantas de generación solar con capacidad menor a 0.5 MW, en zonas con alto potencial para desarrollo local con fuerte impacto en el medio rural. 

En conversaciones con Energía Estratégica, Rafael Cabanillas, director general de la Comisión de Energía del Estado de Sonora, revela: «Ya tenemos 4 plantas solares construidas y dos en periodo de pruebas para interconexión a la red eléctrica nacional. Este Programa no tiene antecedentes en el país y aspira a ser un referente nacional por su impacto económico y social en regiones de mayor rezago”.

De esta forma, el proyecto impulsa políticas de estado orientadas a la transición energética, mediante la inversión pública en generación distribuida con tecnología solar fotovoltaica usando fotoceldas de última generación, más eficientes y duraderas. 

Además, esta iniciativa incluye algunas medidas de acompañamiento en materia de eficiencia energética (EE), impulsa oportunidades de inversión para la economía local, incrementa ingresos de los habitantes para mejorar su gasto en confort térmico y repercute en las finanzas públicas municipales al reducir los costos por extracción de agua potable y otros servicios.

Viabilidad financiera 

El Gobierno fundamentó la viabilidad financiera del programa a través de análisis comparativos del costo nivelado de energía de una planta fotovoltaica tipo de 500kW y el precio medio de las tarifas eléctricas vigentes.

Según sus estimaciones, en la actualidad, el promedio ponderado del LCOE de una planta solar fotovoltaica se encuentra en 0.057USD/kWh; en un rango que puede variar entre $0.90 y $1.14 MXN/kWh.

De acuerdo al reporte, para hacer el cálculo del LCOE de las plantas de energía solar distribuida en Sonora, se estimó una inversión inicial entre $10 y $12 millones de pesos M.N, más los gastos anuales de mantenimiento y operación que en una planta fotovoltaica de este tipo son mayormente fijos o constantes. 

Actualmente, los fabricantes de paneles solares dan garantía de que estos equipos funcionarán adecuadamente por 25 años, asegurando una eficiencia superior al 80% al final del periodo.

“Los kWh producidos por una planta tipo ubicada por ejemplo en la región Sierra Alta de Sonora a lo largo de 25 años de operación puede llegar a los 22 millones de kWh. Esto considerando una pérdida del 3% de eficiencia en los primeros tres años y un coeficiente de degradación del 0.5% a partir del 4to año, lo que nos da una eficiencia estimada del 86.44% en el año veinticinco”, asevera el informe.

Los gastos fijos anualizados previstos a valor presente serían del orden de $7.3 Millones de pesos M.N a lo largo de la vida útil de la planta como se observa en siguiente cuadro.

Los resultados iniciales del LCOE ofrecieron viabilidad financiera ya que están por debajo de los indicadores de precios reportados para distintos proyectos a nivel mundial. Esto se debe a que:

No existe financiamiento y la carga por intereses no gravita sobre el LCOE de la planta.
Al ser una planta que se hará en colaboración con los gobiernos municipales, costos importantes como son la adquisición del terreno, la obra civil (cuarto de máquinas, cerco de seguridad, limpieza del terreno, etc.) y seguridad tampoco impactan el costo nivelado.

Con estas cifras, destacaron que se tiene un amplio margen de oportunidad frente a las tarifas domésticas, comerciales, de bombeo y de alumbrado público vigentes.

 

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Wärtsilä posiciona al hidrógeno verde como más competitivo para la producción de combustible y almacenamiento

Wärtsilä, multinacional líder en la innovación tecnológica para el mercado energético, publicó un documento técnico que ratifica la viabilidad económica integral de los combustibles sostenibles Power-to-X ( P2X) para la generación de energía confiable y el almacenamiento en el futuro.

Al estudiar los costos, la compañía aseguró que estos combustibles jugarán un papel clave en la descarbonización de la energía a largo plazo y resultarán esenciales para satisfacer la demanda energética y el equilibrio de la red.

power-to-x

Las principales opciones de combustible P2X para la generación en el estudio son hidrógeno verde, metano sintético, amoníaco y metanol. 

De todos ellos, Wärtsilä posicionó al hidrógeno verde como el más atractivo para la producción de combustible y generación de energía in situ por tener el costo de producción más bajo.

Además, mencionó otros factores que hacen que el hidrógeno verde sea la opción más competitiva. 

En primer lugar, el estudio establece que “transformar el hidrógeno verde en uno de sus derivados representa una pérdida de energía. Esto vuelve a los derivados del hidrógeno relativamente onerosos en términos de costo de producción”.

Por otro lado, afirma que “el hidrógeno verde es más adecuado cuando la producción y el consumo de combustible son combinados en el mismo sitio, minimizando así la necesidad de inversiones adicionales en transporte y almacenamiento”. 

A modo ejemplo, el reporte explica: “Una planta de energía que proporciona el equilibrio diario rendirá más si se genera la producción de combustible y la producción de electricidad en el mismo sitio. Bajo esta condición, el hidrógeno es probablemente la opción preferida dado el costo del combustible”.

De todas formas, el informe reconoce que el almacenamiento puede tener un gran impacto en el costo del hidrógeno verde. Esto se debe a que a medida que disminuye el número de ciclos de almacenamiento, la inversión requerida en un tanque de almacenamiento más grande aumenta lo cual afecta el costo nivelado del hidrógeno verde. 

A pesar de ello, establece: “En recipientes a presión, el hidrógeno es competitivo y adecuado para el almacenamiento de energía a corto plazo y aplicaciones relacionadas. No obstante, la disponibilidad de formaciones geológicas también puede permitir almacenamiento rentable de hidrógeno a largo plazo y a gran escala”.

Cabe destacar que este análisis se realizó teniendo en cuenta que el costo de entrada de la electricidad tiene el mayor impacto en los costos productivos de los combustibles P2X.

Además del costo de la electricidad renovable, el costo total de producción también se ve significativamente afectado por el electrolizador eficiencia, CAPEX y la tasa de utilización.

Aunque el estudio demuestra que el hidrógeno verde es el más competitivo, la compañía también reconoce que la elección del combustible en el sector eléctrico, dependerá de la tecnología de transporte y almacenamiento disponible, así como consideraciones de seguridad, operación y mantenimiento.

Además asegura que “las consideraciones geográficas, los planes de subvenciones a la inversión y la legislación sobre el carbono, entre otras iniciativas políticas de cada país, pueden tener un impacto significativo en la elección y el costo de producción del combustible”.

 

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Sungrow Summit Chile, continúa la gira de eventos en Latinoamérica de la marca más bancable del mundo

Sungrow LATAM, la compañía que sigue liderando la modernización tecnológica de la industria solar en Latinoamérica, continúa su gira de eventos por las distintas regiones explorando nuevas oportunidades de mercado. Sungrow Summit Chile aterriza en Santiago de Chile el próximo 5 de julio en un evento que promete no dejar indiferente a nadie.

El acontecimiento tendrá lugar en el Hotel Renaissance Santiago, a partir de las 12:00, con una nutrida agenda en la que Sungrow expondrá los últimos avances de la marca en materia de inversores solares y sistemas de almacenamiento de energía. El objetivo de Sungrow Summit Chile es establecer lazos entre los agentes más importantes de la industria de la energía solar, el intercambio de conocimientos y el dar respuesta exitosa a los retos que Chile enfrenta de cara a la transición energética.

El próximo evento de Sungrow LATAM contará con la participación de los agentes más relevantes de la industria energética en Chile. Entre los distinguidos miembros que se unirán a los paneles propuestos en la agenda, estarán presentes ilustres miembros del Ministerio de Energía como Belén Muñoz

Profesional Unidad Monitoreo y Regulación de Mercados, Ministerio de Energía Chile y Darío Morales, Director Ejecutivo de Acesol. Sungrow Summit Colombia contará además con la presencia de Gonzalo Feito Cuende, director de la Región Andina, México CA y Colombia en Sungrow Power Supply y de César Saenz, Latam Utility & ESS Manager. Durante la jornada tendrán lugar coloquios y presentaciones enfocadas en las soluciones ESS, destacando el panel “Desafíos de sistemas de almacenamiento de Chile”.

También en el encuentro Sungrow realizará la presentación técnica de las soluciones estrella en inversores solares, como son el inversor en string SG350HX y el revolucionario inversor central modular 1+X.

Dentro de la gira de eventos de Sungrow LATAM, este encuentro en Santiago se convierte en una parada clave en la que poder establecer lazos comerciales y hojas de ruta adecuadas en el camino de la transición energética de Chile hacia el establecimiento de las renovables como fuente principal de producción de electricidad. La gran capacidad de generación de energía solar del país supone una ventaja a la hora de expandir mercados.

El evento de networking incluirá también un almuerzo de bienvenida para sus asistentes, así como un cocktail de despedida y encuentros únicos con los líderes del mercado energético renovable de las regiones latinoamericanas.

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ANES propone la deshidratación solar en alimentos como una oportunidad de negocio con gran valor agregado

De acuerdo a Cruzada Nacional Contra el Hambre, en México se desperdician más de 10 mil toneladas de alimentos al año, que representan el 37% de la producción agropecuaria en el país. El costo de estas pérdidas asciende a más de 100 mil millones de pesos, un grave y elevado costo económico y social para la nación.

Se ha cuantificado que un 75% de pérdidas de alimentos ocurre desde la producción hasta el punto de comercialización, y el otro 25% restante se desaprovecha cuando el alimento pasa de la cadena comercial al consumidor final.

La compañía global líder en servicios profesionales Accenture encuestó en 2019 a 6000 consumidores de 18 a 70 años en 11 países: Estados Unidos, Canadá, Francia, Alemania, Italia, México, Reino Unido, China, India, Indonesia y Japón.

Según el reporte, a nivel mundial, la calidad y el precio son los factores más considerados por los consumidores a la hora de realizar compras, citadas por el 89% y el 84% de los encuestados, respectivamente, en comparación con el 49% que citó consideraciones de salud y seguridad y el 37% que mencionó el impacto ambiental.

Si bien los consumidores siguen enfocados en la calidad y precio, el 83% cree que es importante que las compañías diseñen productos reutilizables o reciclados, el 72% declararon que actualmente compran productos más respetuosos con el medio ambiente que hace cinco años, y el 81% espera comprar más en los próximos cinco años.

Esto demuestra que los hábitos de consumo están evolucionando a un ritmo desafiante, lo que refuerza la necesidad de que las empresas aumenten sus compromisos con practicas comerciales responsables.

En el caso de México, por las oportunidades del nearshoring cada vez llegan más empresas internacionales al país que deben cumplir con los criterios ESG y compromisos de descarbonización.

En este marco y según el informe de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), estas cifras muestran que existe una oportunidad de mercado para ofrecer productos alimenticios con valor agregado mediante técnicas ecológicas. Entre las más destacas se encuentra el secado de alimentos.

El proceso de secado es el método más antiguo en la conservación de alimentos pero no por ello, menos eficiente. Con el aprovechamiento del sol y la consecuente evaporación del agua en los alimentos se disminuye la posibilidad de que bacterias, levaduras y hongos contaminen los alimentos.

«El objetivo de esta actividad es aprovechar los productos perecederos y consumirlos cuando no estén disponibles por su estacionalidad. Esta práctica contribuye a evitar que en el mundo se continúen desperdiciando una tercera parte de la producción de alimentos, que totaliza alrededor de mil 300 millones de toneladas», explica el reporte de ANES.

Además, destaca que a través de la deshidratación solar mediante calentamiento indirecto por circulación forzada, los frutos conservan sus propiedades como color, aroma y vitaminas cuando son secados. A su vez, al mantener la circulación de aire, se logra una distribución más uniforme del calor, lo que contribuye a un secado más homogéneo de los alimentos.

En comparación con otros métodos de deshidratación, como el secado al sol directo o el secado en horno, la deshidratación solar con calentamiento indirecto puede mantener mejor las características organolépticas y nutricionales de los alimentos.

«Al incorporar técnicas de deshidratación, el mercado puede percibir doble contribución al cuidado de los recursos, por un lado, disminuyendo el desperdicio de alimentos y por otro lado, ahorrando el consumo de combustibles fósiles sustituyendo la fuente de energías por una opción renovable como es el caso de la energía solar», especifica el informe.

Métodos para el secado de alimentos

Existen diferentes herramientas que se pueden utilizar para la deshidratación solar de alimentos con calentamiento indirecto por circulación forzada. Entre los más comunes se encuentran:

Bandejas o estantes de secado: son utilizados para colocar los alimentos en capas y permitir una distribución uniforme del calor y la circulación del aire. Pueden estar fabricados de materiales como acero inoxidable o plástico resistente al calor.

Colectores solares: son dispositivos que captan la radiación solar y la convierten en calor. Estos pueden ser planos o en forma de caja y están diseñados para maximizar la captación de energía solar.

Conductos de aire: sirven para canalizar el flujo de aire caliente generado por los colectores solares hacia las bandejas de secado donde se encuentran los alimentos.

Ventilación forzada: impulsan el aire caliente a través de los conductos y las bandejas de secado. Esto ayuda a mantener una temperatura constante y uniforme alrededor de los alimentos, acelerando el proceso de deshidratación.

Cubiertas o invernaderos: protegen los alimentos durante el proceso de deshidratación, al tiempo que permiten el paso de la radiación solar. Estas estructuras ayudan a mantener una temperatura estable y evitan la contaminación por insectos u otros agentes externos.

Controladores de temperatura: monitorean y regulan la temperatura del aire que circula alrededor de los alimentos. Pueden estar equipados con termostatos y sensores para garantizar que se mantenga una temperatura óptima durante todo el proceso de deshidratación.

 

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«Hay un potencial muy importante en materia de integración energética en torno al Mercosur más Bolivia y Chile»

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) es uno de los puntos de referencia ineludibles cuando se piensa en los esfuerzos de integración energética de la región. El organismo de cooperación, coordinación y asesoría técnica de carácter público intergubernamental se prepara para celebrar su 50 aniversario en noviembre. Su objetivo fundamental sigue siendo el mismo: fomentar la integración, conservación, racional aprovechamiento, comercialización y defensa de los recursos energéticos de América Latina y el Caribe. Aunque los desafíos del presente son distintos.

En el marco de este aniversario significativo, EconoJournal dialogó con el nuevo Secretario Ejecutivo de la OLADE, Andrés Rebolledo Smitmans, para ahondar en el trabajo del organismo y su mirada sobre los actuales desafíos en materia de integración energética en la región, el financiamiento para la transición energética y los hidrocarburos y la relevancia del gas natural y petróleo en la región.

-La OLADE cumplirá este año su 50 aniversario. ¿Con qué objetivos se creó el organismo?

La creación de OLADE responde a la realidad económica, energética, geopolítica de los años setenta. Básicamente tiene que ver con la crisis de los precios del petróleo y lo que esto significó desde el punto de vista de la seguridad energética para los países de la región, la necesidad de sostener suministros, que acontecía más allá de la América Latina y el Caribe. A partir de ahí un conjunto de líderes y gente de los gobiernos que estuvieron involucrados en aquel entonces decidieron afrontar aquel desafío de manera más coordinada y colectiva, incluso solidaria. Esa fue una agenda muy central durante esa década. Ahora que estamos conmemorando los cincuenta años estamos justamente recopilando antecedentes para un libro que vamos a entregar en nuestra reunión de ministros de noviembre.

-¿Cuáles son los objetivos actuales?

De alguna manera siguen siendo válidos varios de los planteamientos originales, en el sentido de que uno de los aspectos centrales tiene que ver con la cooperación regional y la necesidad de abordar problemáticas, asuntos, desafíos, ámbitos de política pública energética en una forma colectiva, y la OLADE en ese sentido tiene como vocación y misión fundamental apoyar en esa perspectiva. En aquel entonces probablemente tenía más que ver con los temas de seguridad asociada a la crisis petrolera, y hoy día probablemente tiene que ver con abordar los desafíos de los cambios tecnológicos que están aconteciendo de manera intensa y profunda del mundo, pero desde lo conceptual en lo que se refiere a la misión del organismo sigue persistiendo esta vocación nuestra de fomentar la cooperación. También apoyamos, acompañamos a los países en la elaboración, en el diseño, en la implementación, en la evaluación de sus políticas públicas energéticas. Para eso tenemos instrumentos diversos, desde estudios hasta actividades colectivas que se permiten intercambiar conocimientos, la provisión de estadísticas centrales en materia energética, que es hablar de la fuente principal de la región, un gran dispositivo de capacitación para los funcionarios públicos pero también de ámbitos privados y académicos en materia regional. Son instrumentos que permiten desarrollar la visión de avanzar en la integración energética en la región.

-Este año asumiste como secretario ejecutivo del organismo. ¿Cuáles son los ejes centrales de la agenda de la OLADE para los próximos años?

El objetivo importante es impulsar la integración energética. Para nosotros es importante, es parte históricamente de nuestro ADN. En segundo lugar es relevante apoyar a los países en la agenda de innovación y transformación tecnológica, digitalización, inteligencia artificial etcétera y todos los desarrollos tecnológicos de frontera que están aconteciendo en el mundo en materia energética y que en muchos de los cuales son, desde el punto de vista de sus desarrollos, justamente tecnológicos que acontecen fuera de la región. Por lo tanto es importante apoyar a la región en esa discusión de acuerdo a los intereses particulares de nuestros países. Hay una agenda innovadora y de cambios tecnológicos profundos en la que tenemos que avanzar. También es muy importante avanzar en cerrar la brecha de género que existe en el sector de energía. Hay una brecha muy importante y probablemente el sector minero y el sector energético son de los sectores más masculinizados, no solo a nivel directivo sino en general, incluso a nivel de formación profesional y técnica.

¿Por qué es necesaria una mayor integración energética en la región?

En la seguridad energética hay un antecedente importante respecto a la necesidad de avanzar en la integración. No tiene la dimensión de los setenta y mucho menos, pero la coyuntura de los últimos años, de la pos pandemia, de la guerra en Europa, ha provocado que el tema de la seguridad energética se instale de vuelta en la región. Una manera de responder a esto es justamente la integración, porque te permite tener suministros que permitan cubrir momentos de carencia. Eso se ha visto en los últimos años en América Latina en algunos casos en particular, a propósito del intercambio de energía eléctrica en algunos países. Cuando hablamos de seguridad hablamos de seguridad también en lo que se refiere a la integración eléctrica. La integración te permite desarrollar redes eléctricas más robustas desde el punto de vista de su funcionamiento. Desde esa perspectiva también es un aporte a la seguridad. Además desde la perspectiva de lo que viene pasando en la región en el sentido de que hay una masiva incorporación de energías renovables, más integración también es la posibilidad de intercambiar energías renovables por la vía del comercio internacional y no solamente desde el punto de vista de la provisión de esta energía localmente. Una mayor integración también es de alguna manera un aporte al cambio hacia la sostenibilidad dada la transformación de la matriz hacia recursos de energías renovables. Por último, no tiene que ver solamente con integrar redes físicas e infraestructuras sino también con avanzar de manera muy decidida en la armonización regulatoria de distintos ámbitos en el sector energético para conseguir mercados más integrados. Por ejemplo, en materia de electromovilidad, los países requieren tener algún grado de armonización para que los vehículos eléctricos circulen regionalmente, de forma tal de que se pueda pasar de un país a otro sin los problemas vinculados con la recarga del coche. O el desarrollo del hidrógeno verde, para el que se requiere avanzar en una certificación que tenga algún grado de armonización regional. Integración también es avanzar en armonizar regulaciones, eso es muy importante tenerlo en cuenta.

-Participó en la última reunión de ministros de Energía del Mercosur en Buenos Aires. ¿Cómo esta posicionado el Mercosur en materia de integración energética?

En materia de integración en América Latina hay subregiones. La Centroamérica que tiene una gran conectividad eléctrica. Están los países andinos, que tienen más bien conexiones bilaterales. Y un esfuerzo que ha ido avanzando donde nosotros estamos ahí involucrados con el BID trabajando fuertemente en Mercosur más Chile, donde normalmente hay interconexiones eléctricas bilaterales. Pero si miramos los números del consumo total en cada una de estas regiones, el intercambio de electrones respecto al consumo total no es más de dos, tres o cuatro por ciento. Aunque existen estas conexiones sigue siendo bastante pequeño. Sin embargo, en América del Sur, si tú tomas otro elemento que no existe en otros lugares, que es la generación eléctrica conjunta, dada la realidad de las grandes hidro en América del Sur, ahí tú puedes llegar a números que pueden estar incluso por encima del 10 o 15 por ciento. Lo que quiero decirte con esto es que hay una historia, el Mercosur tiene una trayectoria importante que mostrar como consecuencia de esta particular estructura de generación conjunta. Por otra parte, en Mercosur se da una realidad particular muy interesante con respecto al gas natural, nuevamente. Hay países que tienen grandes riquezas, como por ejemplo la Argentina, con todo el desarrollo de Vaca Muerta, y países que no tienen este energético, y que en algunos casos son fronterizos. Por lo tanto pueden avanzar en una mayor integración. Son todos antecedentes desde el punto de vista de la integración, en materia de generación e interconexión eléctrica, y en materia gasífera, que ya hay importantes conexiones, hay incluso infraestructura de caños. Hay que dar un paso hacia un esquema más regional y nosotros como OLADE estamos en esa colaboración conjunta. Pero hay un potencial muy importante en materia de integración energética en torno a Mercosur más Bolivia y Chile.

-¿Cómo la crisis energética internacional afecta los esfuerzos de integración en la región?

Esta crisis tiene explicaciones en algunos casos más estructurales, en otros casos más coyunturales, a propósito de eventos específicos como pueden ser los últimos años de la guerra, el precio del gas natural y otros energéticos en general, el problema de producción de estos propios energéticos, las cadenas de suministro. Se ha ido retomando una senda de cierta normalidad en los últimos meses, diría yo. Pero esta situación generó otras consideraciones que probablemente en un comienzo no estaban en las prioridades principales de los países, dado el fuerte impulso que estaban dando a transformaciones de diferente tipo. Por eso es que nosotros en este punto siempre hablamos de transiciones energéticas, porque también son distintas, tienen ritmos distintos, tienen trayectorias distintas, pero todas se dirigen a encontrar el modelo más sustentable en materia energética. Pero si uno mira el corto plazo, cuando acontecen estas crisis, esas trayectorias probablemente tienen algunas desviaciones porque requieren priorizar la seguridad energética, respecto a los suministros de hidrocarburos en los países que no lo tienen, a lo que se suman fenómenos climáticos muy intensos, que también están teniendo impacto en materia de suministro eléctrico. Desde esa perspectiva, la urgencia se enfoca en resolver ese tipo de asuntos.

-Mencionaste el desafío de los cambios tecnológicos: energías renovables, electromovilidad e hidrógeno. Un tema central de ese desafío es el financiamiento. ¿Cómo puede lograr la región el financiamiento necesario?

El financiamiento es un elemento central y un desafío principal para la transformación energética. Hay estudios que indican que América Latina y el Caribe, en una trayectoria hacia la carboneutralidad en 2050, tan solo hasta el 2030, si uno quiere cumplir los avances en materia de generación de energías renovables para poder alcanzar ese objetivo de neutralidad, requiere un financiamiento para incorporar energías renovables en el entorno de 250.000 a 300.000 millones de dólares. Obviamente esto requiere un esfuerzo importante de varios actores. En primer lugar, desde los propios países. América Latina es en esencia un continente en desarrollo, todavía requerimos abordar otras necesidades sociales y brechas que también requieren de financiamiento. Por lo tanto, la búsqueda de financiamiento para la transformación energética compite frente a otros tipos de necesidades, ese es un dato objetivo. Por otra parte, la banca internacional, la banca de desarrollo de la región, tiene un rol también preponderante para poder justamente concurrir al financiamiento de esta transformación. Pero es un asunto central y que tiene que estar en la órbita no solo de quienes ejercen la política energética sino sobre todo en quienes ejercen la política económica en cada país.

-La producción de hidrocarburos tiene una relevancia importante en muchas economías de América Latina. ¿Cómo puede compatibilizarse esa necesidad económica vinculada con la producción de hidrocarburos con los objetivos de transición energética?

Es una pregunta muy importante porque recoge una realidad de un conjunto de 27 países miembros, que tienen realidades diferentes en términos de su dotación de recursos energéticos y por lo tanto tienen una economía política o una preponderancia desde el punto de vista del impacto que estos recursos energéticos tienen en su economía también de carácter diferente. Efectivamente hay países que tienen trayectorias distintas en lo que se refiere a su transformación y transición energética. Por eso para nosotros es tan importante y hacemos siempre énfasis en que lo que nosotros vemos en la región son transiciones energéticas que tienen características diferentes. Ahora, desde el punto de vista de los hidrocarburos en general, también hay realidades específicas dependiendo si hablamos por ejemplo del gas natural o hablamos de petróleo como otro hidrocarburos también central en esta discusión. En lo que se refiere al gas natural por cierto que tiene emisiones, pero lo que es claro es que probablemente el gas natural acompañará de manera muy necesaria la transición durante una cantidad relevante de años, dada la característica particular en lo que se refiere a generación eléctrica, de dar una seguridad de base a la generación frente a la incorporación de energías variables. También en algunos casos como un recurso energético importante para las industrias de los países. Desde el 2050 y con carbono neutralidad sigue habiendo incluso en ese escenario una proporción importante de gas natural, en torno a 15 o 20 por ciento, según todos los estudios. También en el caso del gas natural hay países que tienen grandes riquezas de gas natural en América Latina y hay otros países que no tienen este recurso, y por lo tanto ahí también hay una complementariedad natural para avanzar a un mercado integrado regional de gas que pudiera significar no sólo avances en integración en materia eléctrica sino también de gas, que es de ganancia desde la oferta y desde la demanda dada la composición de ese recurso en los distintos países. Respecto al petróleo, efectivamente hay una consideración que hay que tomar en cuenta, que ver con el efecto macro, con el efecto fiscal y los recursos que significa la exportación, la regulación, etcétera, y que durante la transición los países tendrán que considerar como un elemento central en sus desafíos económicos. Es importante señalar que nosotros hemos impulsado siempre una lógica de neutralidad tecnológica, desde el punto de vista de cómo vemos que hay que hacerse cargo de estas distintas realidades, entendiendo que hay un proceso de transformación hacia un modelo más sustentable pero hay distintas tecnologías y realidades sobre todo.

-Existe una discusión entre los países desarrollados y emergentes sobre el financiamiento para proyectos de gas y petróleo. Por ejemplo, en Argentina el ministro de Economía viene planteando que organismos multilaterales de crédito como el BID o Banco Mundial no están proporcionando financiamiento para proyectos como gasoductos. ¿Cómo estas viendo esa discusión entre desarrollados y emergentes?

Lo conecto con lo que te he dicho anteriormente, con la relevancia que tienen estos energéticos en la transición, e incluso en un escenario de carbono neutralidad, particularmente en gas natural, donde el rol que juega es relevante, donde va a seguir siendo parte de la matriz energética primaria de nuestro país y de generación eléctrica. De esa perspectiva, va a seguir siendo un sector que va a requerir financiamiento. Nuestros países de América Latina y otros obviamente que van a requerir esos recursos, y creo que serán las decisiones de las corporaciones internacionales, financieras las que decidan esto de acuerdo a sus propias políticas. Pero desde la perspectiva de la demanda y de la realidad, yo me remitiría a lo que te decía anteriormente.

-¿Cómo esta posicionada la región en materia de eficiencia energética?

Esta es una agenda que lamentablemente suele estar un poquito más rezagada que en materia de energías renovables. En materia de eficiencia energética ocurre que hay distintos subsectores en los cuales se puede intervenir, que es diferente del esfuerzo o los instrumentos que se necesitan para hacerlo. En general los países tienen leyes de eficiencia energética, de toda América Latina hay doce países que tienen leyes, y otros que están en discusión. Pero luego requieren operativizar esas leyes, con una agenda mucho más concreta de evaluación y monitoreo, además de sectorizar estos esfuerzos, porque no es lo mismo la eficiencia energética que pueda uno impulsar en los hogares, a la eficiencia energética que puede ser en la industria de grandes hornos, donde se usa no solo fósiles, sino en algunos casos electricidad como fuente energética principal, donde en consecuencia se requieren otro tipo de incentivos. Por lo tanto el «fine tuning» de los instrumentos debe ser distinto. Por lo tanto son medidas diferentes, pero claramente es uno de los vectores importantes porque al final la eficiencia energética es el combustible más limpio de todos, es el combustible que tú terminas ahorrando en la utilización, en la medida que logras consumir menos. Desde OLADE estamos tratando de impulsar un esfuerzo colectivo que nos permita eventualmente llegar a algún tipo de meta regional en eficiencia energética, que los países se comprometan progresivamente a movilizar políticamente acciones para ir alcanzando un objetivo de una meta más regional. Estamos comenzando y empujando un trabajo en ese sentido.

-¿Qué lecciones de tu experiencia como ministro de energía de Chile pensás que sirven para abordar el desafío de la transición energética en la región?

Hay dos o tres consideraciones que uno pudiera tomar en cuenta de la experiencia de Chile respecto a lo que podría aportar a la región y que muchos países en todo caso están trabajando de esa manera. Uno es tratar de concebir que la política energética tiene que quedar instalada en la política de los países como política de Estado. Que pueda persistir la acción de transformación hacia un modelo más sustentable, por ejemplo, más allá de los gobiernos de turno. Esto es bien relevante porque es un sector que requiere decisiones largas en general. Hay muchas áreas de la política en disputa permanente por la lógica misma de la política, obviamente. Pero en el caso de la energía creo que una primera cosa que hay que tratar de instalar es que sea una política de Estado. Un segundo concepto que de alguna manera colabora también con el anterior es que sea una construcción colectiva de los actores que participan en el sector. Del sector privado grande, el pequeño y el mediano, de las comunidades que están en los territorios, de quienes participan en el debate desde el punto de vista de los aspectos técnicos, de todo el mundo asociado a la academia. Eso se hizo en Chile y fue difícil y complejo, pero que se construya con la mayor participación posible es un elemento relevante. En tercer lugar, la regulación es absolutamente crucial y por lo tanto la planificación también es absolutamente crucial. El rol del Estado es clave desde esa perspectiva. En algunos casos incluso productivamente. En otros, como en Chile, fundamentalmente lo que se refiere a la regulación. Por lo tanto la conversación pública como privada es absolutamente central. Y la regulación que termine desarrollando a propósito de esa colaboración debe ser hacia generar sectores más competitivos, que permitan la incorporación de muchos actores de forma tal de desconcentrar los sectores. Un rol más activo del Estado puede significar no necesariamente un obstáculo a la iniciativa privada, sino que todo lo contrario. Puede generar condiciones para desplegar las inversiones eh públicas y privadas.

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, Nicolás Deza

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Proyectos energéticos: Massa y Royón con Gustavo Sáenz

El ministro de Economía, Sergio Massa, mantuvo un encuentro en el Palacio de Hacienda con el Gobernador de Salta, Gustavo Sáenz, con quien trabajó sobre los proyectos de Reversión del Gasoducto Norte y el Gasoducto de los Valles Calchaquíes, que beneficiarán a 35 mil habitantes de las localidades salteñas del Tolombón, Cafayate, Animaná, San Carlos, y las tucumanas de El Tala, El Jardín y San Pedro de Colalao.

Poco antes, Saenz se reunió con la secretaria de Energía, Flavia Royón (ex funcionaria en ésa provincia) para analizar proyectos de inversión para la diversificación de la infraestructura energética salteña.

“Con el gobernador Sáenz trabajamos sobre muchos aspectos que hacen al desarrollo económico de Salta y de la calidad de vida de sus habitantes: tendidos de Media Tensión, incorporación de tecnología renovable en zonas rurales y, por supuesto, las obras y planes de inversión en materia de gas, como la inminente licitación de la Reversión Norte y las posibilidades que se abren para la provincia en el marco del Plan Gas y la consolidación del gas argentino gracias al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner”, describió Royón.

Asimismo, se acordó trabajar para incorporar a la provincia de Salta en la ejecución de las políticas de eficiencia energética en hogares vulnerables, que esta semana recibió un apoyo del Banco Mundial a través de la confirmación de un crédito de 400 millones de dólares.

Se trata de un proceso virtuoso donde la implementación de mini redes fotolvoltaicas (PERMER), boyeros solares, luminarias LED y otros equipamientos permite reducir el costo de generación eléctrica en áreas rurales distantes de los puntos de acceso al SADI, favoreciendo tanto el arraigo de los habitantes como el cumplimiento en torno a los acuerdos de descarbonización proyectados al año 2030.

En otro tramo del encuentro se repasó la situación productiva del área Aguaragüe, contemplada como parte de la última ronda del Plan Gas. Cabe recordar que, con el objetivo de conseguir volúmenes adicionales de gas natural que refuercen las inyecciones al sistema de transporte en aquellos puntos donde exista capacidad disponible, se habilitó la presentación de proyectos de Gas Incremental que representan una oportunidad productiva para esa región salteña.

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Las obras de Aña Cuá registran un avance del 30 por ciento

A tres años del comienzo de la construcción de la central hidroeléctrica Aña Cuá, en Yacyretá, las obras “continúan dentro del cronograma previsto, a pesar de los obstáculos que se generaron por la pandemia”, y registran un grado de avance del 30 por ciento del proyecto integral, informó la EBY.

Alrededor de 1.500 trabajadores de Argentina y Paraguay aportan su esfuerzo y conocimiento en la ejecución de los trabajos de la nueva central, que se emplaza en el vertedero Aña Cuá de Yacyretá.

La nueva usina aprovechará el caudal ecológico de 1.500 m3/s de ese vertedero para generar más energía limpia y renovable, sin producir nuevas superficies inundadas ni relocalizar familias.

Una vez finalizadas las obras Aña Cuá aportará 270 MW de potencia instalada
permitiendo incrementar en aproximadamente un 10 % la generación del Complejo
Hidroeléctrico Yacyretá.

Se han removido miles de toneladas de tierra y rocas para el emplazamiento de la nueva Central. Miles de metros cúbicos de hormigón armado van dando forma a la futura casa de máquinas y las instalaciones indispensables para su funcionamiento.

Ya se han recibido en la zona de obra muchos de los componentes electromecánicos que serán instalados para permitir el funcionamiento de las tres turbinas tipo Kaplan que se emplazarán en la central.

Las obras estan integradas por la embocadura y el canal aductor a la central, la casa de máquinas, el canal de fuga y una playa de maniobras e interconexión, con las correspondientes líneas de transmisión hacia Argentina y Paraguay.

La Central contará, además, con una nueva instalación para la transferencia de peces que permitirá la migración de especies desde el curso del Brazo Aña Cuá hacia el embalse Yacyretá continuando al alto Paraná.

Las obras son ejecutadas por el Consorcio Aña Cuá ART integrado por las empresas Astaldi, Rovella Carranza y Tecnoedil, bajo la supervisión de la Gerencia de Obras de Añá Cuá de la Entidad Binacional Yacyretá y las consultoras de inspección.

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Nuevo récord en mayo de la producción de gas en Vaca Muerta. 57,3 MMm3/día

El volumen de gas no convencional producido en la formación Vaca Muerta (NQN) alcanzó en mayo los 57, 3 millones de metros cúbicos diarios, lo que representa un incremento interanual del 10,7 % y un crecimiento del 11,1 % respecto del mes de abril, informó la Secretaría de Energía.

Por otra parte, la producción de petróleo no convencional también registró un crecimiento interanual que significó 26,2 % más que en mayo del año pasado. En mayo 2023 alcanzó la cifra de 295, 9 Mbbl/d, lo que implica además un leve aumento del 0,2 % frente al mes de abril último.

En la actualidad la producción de shale gas de Vaca Muerta representa el 42 % de la producción total de gas en la Argentina, mientras que en el caso del petróleo no convencional alcanza el 46 % del volúmen total país.

Al respecto, la Secretaria Flavia Royón destacó que “hoy Vaca Muerta marca un nuevo récord de producción, gracias a la apuesta del Estado Nacional y a la gestión del ministerio de Economía para hacer desarrollar la infraestructura necesaria, así como también a la inversión privada en oleoductos”.

Royón sostuvo que se desbloqueó el desarrollo de Vaca Muerta gracias a la infraestructura. “Argentina necesita más infraestructura para crecer y esta es la visión del modelo que queremos desarrollar, una apuesta al crecimiento para poder liberar el potencial energético de nuestro país”.

De la mano de la inauguración del primer tramo del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, la actividad en Vaca Muerta sigue marcando nuevos hitos de producción de gas natural en la formación. Los últimos datos consolidados por la Secretaría de Energía confirman que la producción de gas no convencional del mes de mayo de 2023 alcanzó la cifra de 57,3 MMm3/d.

Esto significa un alza del 11,1% con relación al mes anterior, así como una variación positiva del orden del 10, 7 % con relación al mismo mes del año 2022.

“El incremento anotado en los volúmenes de gas y petróleo no convencional, junto con la expansión de la actividad exploratoria en la formación, ratifican el compromiso de todos los actores de la industria de hidrocarburos. Acompañan así el llenado del Gasoducto (Presidente Néstor) Kirchner, una obra que viene a modificar el escenario de la balanza energética de nuestro país al permitir un ahorro de 1.700 millones de dólares en importaciones para 2023, y de 4.000 millones para 2024”, destacó Energía.

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MaquinAR: ¿Cuáles son los objetivos del Marketplace de maquinaria?

La industria de la maquinaria ha experimentado una revolución gracias al marketplace MaquinAr, una plataforma que hace dos años nació combinando innovación, sostenibilidad y transparencia. El sitio web ha surgido como respuesta a la creciente demanda de clientes que buscan renovar sus equipos y desean entregarlos como parte del pago, creando así una economía circular en el sector.

MaquinAr se destaca por ofrecer información completa y transparente sobre los equipos en venta. Los compradores tienen acceso a detalles exhaustivos, como el estado del equipo, su ubicación, fotografías, videos y documentación asociada. Esta información detallada brinda confianza a los compradores, permitiéndoles tomar decisiones informadas, basadas en las necesidades y requisitos específicos de su negocio.

Objetivos

Uno de los objetivos clave de MaquinAr es expandirse a nivel regional y contribuir al desarrollo económico de diferentes áreas. La visión de la plataforma es convertirse en un referente no solo a nivel local, sino también en la región, brindando oportunidades de negocio y conectando a compradores con vendedores en un entorno confiable y eficiente.

Al promover la economía circular y fomentar la reutilización de maquinaria, la compañía se posiciona como un actor importante en el impulso de la sostenibilidad en la industria manufacturera. A través de la plataforma los vendedores pueden vender sus equipos usados para luego adquirir nuevos equipos, reduciendo así la necesidad de fabricación y el impacto ambiental asociado.

La plataforma abarca un amplio espectro de 34 categorías de maquinaria, que van desde equipos industriales de alta tecnología hasta maquinaria vial y agrícola especializada para diversos sectores. Esta diversidad de categorías proporciona a los usuarios una amplia gama de opciones para encontrar la maquinaria adecuada, independientemente de la industria a la que pertenezcan.

Con su enfoque en la transparencia, la diversidad de categorías y la visión de expansión regional, MaquinAr ha logrado una posición destacada en el mercado de maquinaria. Su compromiso con la innovación y la sostenibilidad ha ganado la confianza de compradores y vendedores, impulsando el crecimiento y el éxito continuo de la plataforma.

En estos dos años, MaquinAr se ha convertido en un referente en el mercado de maquinaria al unir la innovación y la sostenibilidad. Para el futuro a corto y mediano plazo, sus desarrolladores proyectan seguir consolidando la presencia de marca en Argentina, seguir expandiéndose en aquellas localidades y rubros donde la economía continúa creciendo, seguir desarrollando la capacitación y la capacidad comercial de sus gestores en el uso de tecnologías que ayuden a simplificar el negocio y continuar promoviendo la transparencia de la empresa.

La entrada <strong>MaquinAR: ¿Cuáles son los objetivos del Marketplace de maquinaria?</strong> se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

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Caso EDESUR: ¿Hay seguridad jurídica para los estados en el CIADI?

Todo indica que el Gobierno argentino tiene causales claras para la
resolución del contrato de concesión de Edesur y está siendo presionado en año
electoral por distintos sectores políticos de la alianza gubernamental para una
expropiación.

Esta opción podría significar la salvación para la empresa que cuenta en su
historial, una vastísima colección de cortes e incumplimientos de la calidad
del servicio, siempre con gran impacto social, alta exposición mediática e
históricamente un pésimo manejo de la comunicación.

Para justificar la mala calidad del servicio podrá alegarse la insuficiencia
y pesificación de las tarifas, pero ya en el 99, cuando hacía siete años de la
vigencia de la convertibilidad, EDESUR provocó uno de los mayores cortes del
servicio en la historia de la ciudad.

Con la crisis del 2001, el Estado argentino adquirió una vasta experiencia
en materia de litigios internacionales, pero tras la crisis quedó maniatado por
los Tratados Bilaterales de Inversión (TBI) y a la luz de los resultados en el
CIADI conoce el riesgo que significa una irreflexiva expropiación: los laudos
arbitrales del CIADI suelen favorecer al inversor, obviando las “razones de
estado”.

La concesión tiene un plazo de 95 años, de los que apenas transcurrieron 31
y todo indica que la estrategia del “poder concedente” estriba en sumar
denuncias en distintos fueros judiciales y forzar a la empresa ENEL a una
negociación con la participación del estado italiano que tiene el control
mayoritario de la empresa.

El titular del ENRE confirmó la denuncia penal contra las autoridades de
Edesur por defraudación, abandono de persona y entorpecer servicios públicos.

Eludir la instancia arbitral del CIADI parece ser la opción más sensata,
habida cuenta de que los países signatarios de Tratados Bilaterales de
Inversión (TBI) receptores de inversión sólo encuentran inconsistencias e
inseguridad jurídica en ese fuero.

El interés de esta nota es aportar datos y mostrar el esquema general
“sistema” de atracción de inversiones mediante los TBI´s y del sistema de
arbitraje

Antecedentes: privatizaciones, TBI´s y CIADI

La caída del Muro de Berlín y la desintegración de la ex Unión Soviética
supusieron el fin de la Guerra Fría y la casi desaparición del movimiento de
los países no alineados.

Estos sucesos, sumados a la crisis de la deuda externa de los países en
desarrollo durante los años 80, contribuyeron a la puesta en marcha del
denominado Consenso de Washington en 1989.

El Consenso se integró con un conjunto de políticas económicas elaboradas
por instituciones internacionales como el Fondo Monetario Internacional y el
Banco Mundial, entre otras, y promovidas por diversos actores, con la
participación estelar del Departamento de Estado de EE.UU.

Dichas políticas incluían: disciplina fiscal (reducir los déficits fiscales
a través de la limitación del gasto público) y la implementación de políticas
de austeridad; reforma tributaria; liberalización de la economía con
eliminación de barreras comerciales; tipo de cambio competitivo; liberalización
financiera y privatizaciones y la protección de los derechos de propiedad para mejorar
la eficiencia y la inversión en los sectores económicos.

Como parte de la estrategia para atraer inversiones extranjeras directas
(IED) el gobierno de Menem firmó una serie de TBI´s con Estados Unidos y varios
países europeos.

Según se argumentó, estos tratados otorgaron, en palabras de Hans Kelsen “una
ilusoria seguridad jurídica
” a la inversión extranjera en Argentina.

Con Carlos Menem a la cabeza, la Argentina se convirtió en el mejor alumno
del Consenso llevando a cabo las recetas impuestas con privatizaciones masivas
en sectores clave de la economía.

En este marco durante los 90, se privatizaron alrededor de 200 empresas,
incluyendo servicios públicos, telecomunicaciones, bancos, empresas
energéticas, empresas de transporte y otras empresas estatales varias. Entre
las más grandes, privatizadas durante ese período, se incluyeron Aerolíneas
Argentinas, YPF, Entel, Gas del Estado, y el Banco Nacional de Desarrollo.

Además de la controversia en torno a la privatización, muchos críticos
argumentaron que las empresas se vendieron por debajo de su valor real y que
hubo una disminución de la calidad de los servicios públicos después de la
privatización.

Buena parte de los usuarios de Edesur sin dudas podrán dar cuenta de este
aserto.

La mejor garantía de seguridad a los inversores fue el régimen de libertad
cambiaria y la convertibilidad de los pesos en dólares. Pero el régimen de
convertibilidad dio un duro golpe al aparato productivo, las exportaciones
argentinas se tornaron poco competitivas y los productos de manufactura
importada inundaron el mercado, provocando –como ocurriera en la década del 70–
la quiebra de amplios sectores de la industria argentina. En el 2001, tras diez
años de convertibilidad, la economía del país se había derrumbado.

El PIB cayó de US$ 330 mil millones a US$ 97 mil millones en 2002, más del
50% de la población se encontraba bajo la línea de pobreza, la industria tenia
una altísima capacidad ociosa y la sociedad se movilizaba en las calles.

Finalmente, en 2001 el gobierno de Eduardo Duhalde declaró la cesación de
pagos y la salida de la convertibilidad, con una deuda externa que superaba los
US$ 130.000 millones, compuesta en buena parte por bonos bajo legislación de
ocho jurisdicciones diferentes.

Los tratados y el arbitraje

Los TBI´s son un tipo de tratado firmado entre Estados soberanos con el sólo
fin de proteger tanto a personas físicas como jurídicas. A través de ellos, los
inversores pueden solicitar la aplicación de normas de derecho internacional
público para proteger sus capitales: el agente privado se transforma así en un
sujeto de derecho internacional –como si fuera un estado– y puede negociar de
igual a igual con cualquier gobierno.

Si el objetivo de estos tratados era alentar la inversión extranjera dándole
protección frente a los riesgos políticos, jurídicos o regulatorios, resulta
contradictorio que países no confiables otorguen seguridad extra a los
inversores de países desarrollados. Máxime, cuando los problemas de los países
receptores de las inversiones tienen origen en su mayoría, en las políticas y
del sistema económico-financiero de los países devenidos en promitentes
inversores

Características

Los tratados suscritos en los años noventa son todos muy similares entre sí
y podrían considerarse como “contratos de adhesión”, ya que no fueron el
producto de una negocia ción entre los países signatarios, sino que cada estado
“inversor” tenía un modelo único de TBI creado para sustentar promesas de
inversión, aprovechando las necesidades de los estados en vías de desarrollo.

La mayoría de los tratados bilaterales de inversión contienen las mismas
cláusulas de pro tección para los inversores y las más relevantes a los efectos
de comprender cada uno de los casos particulares:

Cláusula de prórroga de jurisdicción y competencia: es la
clave que permite al inversor sus traerse a los tribunales locales y someter
cualquier disputa ante un tribunal de arbitraje internacional, es decir el
estado no puede esgrimir su derecho interno para incumplir una obligación
internacional.

La principal crítica a esta cláusula radica en que se afecta la soberanía y
que los arbitrajes no siempre ofrecen un laudo justo y/o equitativo al limitar
la capacidad de los Estados de velar por en el interés público.

Cláusula de la nación más favorecida: si a un país se le otorga algún
beneficio legal para atraerlo, el mismo se aplica automáticamente a todos los
Estados firmantes de tratados que lo hayan hecho con anterioridad a este Estado
favorecido de forma extra.

Cláusulas paraguas: El incumplimiento del contrato por parte
del Estado receptor de la inversión podría significar el incumplimiento del
TBI, lo que generaría una eventual responsabilidad internacional.

Hay otras cláusulas pero éstas son las más relevantes y como podemos ver
están diseñadas para compensar cualquier tipo de pérdida sufrida por el
inversor en el país receptor del capital eliminando cualquier vestigio de
soberanía.

La vigencia de los TBIs suele ser de diez años, prorrogables automáticamente
y la renuncia al tratado mantiene una ultraactividad por diez años. Cabe
destacar que dentro del sistema jurídico argentino, y desde la reforma constitucional de
1994, las normas de este tipo de tratados no tienen jerarquía constitucional
aunque son superiores a las leyes locales.

¿Qué relación hay entre los TBI y el CIADI? El CIADI es la institución
creada en el ámbito del Banco Mundial con el objetivo resolver diferendos y
conciliar o laudar entre inversores internacionales y los estados receptores de
la inversión en el marco de los TBI.

Fue creado el 18 de marzo de 1965 mediante el Convenio sobre Arreglo de
Diferencias Relativas a Inversiones del Banco Mundial (también conocido como
Convenio de Washington), pero cobró relevancia en los 90, con las directrices
del Consenso de Washington, la liberalización de la economía y los movimientos
de capitales privados hacia los países en desarrollo. No es mera coincidencia
que en esa época fueran firmados la mayoría de los tratados bilaterales de
inversión, cediendo jurisdicción en caso de litigio al CIADI.

Un detalle importante: el Estado no puede recurrir al CIADI por
incumplimientos del inversor, lo que podría complicar la gestión gubernamental.

Es decir que ante incumplimientos en la prestación del servicio como el caso
de Edesur la vía del arbitraje internacional se encuentra ocluida.

Argentina y los juicios Durante los 90, el Gobierno argentino firmó 58
tratados bilaterales de inversión, todos con cláusula de arbitraje en
jurisdicción del CIADI. Otros países latinoamericanos suscribieron TBIs durante
los años noventa: Bolivia firmó 16, Ecuador 18, Venezuela 22, Chile 48, Perú 28
y México 15. Brasil nunca ratificó ninguno.

Por su parte, los Estados Unidos establecieron en su Trade Promotion Act de
2002 que “la supremacía de la ley interna en todo lo relativo a las
inversiones extranjeras y garantiza que los inversores extranjeros no tendrán
mayores derechos que los que gozan los inversores locales”
.

A pesar de ello EE.UU. es el país que que aporta un mayor número de árbitros
(308), conciliadores y miembros de comités ad hoc nombrados en en virtud del
Convenio del CIADI y el Reglamento del Mecanismo Complementario.

Actualmente el CIADI registra novecientos cuarenta y dos casos interpuestos
por inversores privados y doscientos ochenta y siete son contra países de
América latina.

La Argentina tiene 56 casos planteados, seis de los cuales están aún
pendientes de resolución. Veinticuatro corresponden al sector energético.

Incentivo a las inversiones

Si consideramos los datos de Brasil, un estado que no ha firmado el Convenio
CIADI ni ha rubricado Tratados Bilaterales de Inversión, podemos apreciar un
notable incremento en su capacidad de atraer IED durante el mismo período.

De un promedio anual de US$ 16.667 millones entre 1993 y 2000, Brasil
aumentó su capacidad de atraer IED a un promedio de US$ 31.137 millones por año
durante el período 2001-2010, y alcanzó una media anual de US$ 69.583 millones
durante la etapa de 2011-2020.

Esto representa un aumento del 87% en la primera etapa y del 317% en la
segunda, en comparación con los años 1993-2000.

Estas cifras superan con creces las obtenidas en Argentina, donde la IED
alcanzó una suma histórica de US$ 23.987 millones en 1999 para luego caer
abruptamente a US$ 2.166 millones en 2001, sin lograr recuperarse durante toda
la década.

Este hecho tuvo consecuencias negativas para nuestro país, ya que se puede
demostrar una correlación inversa entre los laudos dictados en contra de
Argentina por el CIADI y su capacidad para atraer IED durante el período
2001-2020.

Existen múltiples factores incidentes, sin embargo, lo que se ha observa
claramente es que en el período 1993-2000, cuando Argentina representaba el 15%
del flujo total de IED en la región, la participación disminuyó marcadamente,
llegando a representar sólo el 5% en el período 2001-2020.

De ser el segundo mayor receptor de IED, después de México, en el período
1993-2000, Argentina descendió al quinto lugar en el período 2001-2010.

Durante ese mismo período, nuestro país se convirtió en el “gran demandado”
ante el organismo, lo cual ha tenido un impacto significativo en nuestra
economía. Por otra parte, en los últimos años, el Estado ha abonado cerca de
US$ 17.000 millones para cumplir fallos adversos dictados por cortes
internacionales. En el CIADI la Argentina ha pagado sentencias por US$ 855
millones.

Por la expropiación de YPF se desembolsaron US$ 6.150 millones y por los
fallos relacionados con los juicios por la deuda en default y no reestructurada
unos US$ 9.300 millones.

A esto hay que sumarle US$ 240 en sentencias dictadas por la Unicatral
(United Nations Commission On International Trade Law).

Más del 90% de estas sentencias fueron abonadas emitiendo deuda denominada
en dólares.

Por YPF, se emitieron Bonar X por US$ 800 millones, Discount 33 por US$
1.250 millones, Boden 2015 por US$ 400 millones, Bonar 2024 por US$ 3.550
millones y una Letra del Tesoro por US$ 150 millones.

Por los holdouts, se colocaron cuatro nuevos bonos por US$ 16.000 millones,
de los cuales se utilizaron US$ 9.300 para pagar en efectivo. Lo mismo ocurrió
con sentencias menores originadas en el Ciadi y en la Uncitral.

Argentina como principal demandado en el CIADI

La salida de la convertibilidad se materializó a través de la Ley 25.561 de
emergencia pública y de reforma del régimen cambiario. Esta ley supuso la
entrada en vigencia de dos cambios fundamentales: el fin del régimen de
convertibilidad -un peso, un dólar- y dispuso que los precios y tarifas
resultantes de dichos contratos se fijarían en pesos argentinos. También impuso
una una reestructuración de los contratos tanto priva- dos como públicos
pactados en moneda extranjera bajo la ley argentina.

Al momento de la sanción de la ley 25.561 el tipo de cambio rondaba los se
necesitaban tres pesos argentinos para comprar un dólar.

La nueva ley puso en tensión al sistema económico que tenía una altísima
tasa de desocupación, industrias con capacidad ociosa y conflictos internos por
la dolarización y pérdida de los depósitos en dólares de los ahorristas.

En paralelo los tenedores de acciones de empresas argentinas, corrieron al
CIADI que llegó a tramitar 58 casos casos con pedidos de compensación económica
por más de US$ 50.000 millones, amparados en las cláusulas de protección de los
TBIs.

Críticas a los fallos del CIADI

A la luz de los resultados el CIADI ha quedado demostrado una enorme
inconsistencia jurídica: no es posible que distintos árbitros manifiesten
interpretaciones disímiles sobre los mismos hechos; justamente, cuando en el
ámbito del CIADI se pretende seguridad jurídica para las partes, no se reconoce
la propia jurisprudencia del organismo.

Una de las principales defensas esgrimida por el cuerpo de abogados del
Estado argentino finca en el Artículo 11 del Tratado Bilateral de Inversión
firmado entre Argentina y Estados Unidos que señala: “el presente Tratado
no impedirá la aplicación por cualquiera de las Partes de las medidas
necesarias para el mantenimiento del orden público, el cumplimiento de sus
obligaciones con respecto al mantenimiento o restauración de la paz o seguridad
internacionales, o la protección de sus intereses esenciales de seguridad”.

Casi todos los reclamos tuvieron los mismo hechos com causa fuente, por lo
que los argumentos de la defensa argentina son similares: el “estado de
necesidad”
que obligó a medidas de emergencia forzadas e inevitables con
afectación a todos por igual a todos los inversores sin distinguir su
nacionalidad.

El “estado de necesidad” se refiere a una situación en la que un Estado se
enfrenta a una amenaza inminente y grave a su seguridad o supervivencia, y no
tiene otra opción razonable para protegerse que infringir el derecho
internacional.

Varios tribunales del CIADI rechazaron la relevancia del argumento y la
situación de emergencia en la que se encontraba la Argentina luego de la
crisis; otros reconocieron la situación pero obligaron a pagar y otros
admitieron la procedencia del argumento argentino.

En el caso “Caso CMS c/ Argentina” el tribunal dijo que reconoce como
válidos los argumentos de la defensa de Argentina y que la invocación del
“estado de necesidad” puede excluir la ilicitud de un acto, pero no excluye el
deber de indemnizar al titular del derecho que debió sacrificarse.

Por su parte en el caso LG&E c/ Argentina el tribunal dijo que “… los
intereses esenciales de seguridad de Argentina estaban amenazados… La
existencia misma del Estado argentino, su sobrevivencia económica y política,
las posibilidades de mantener operativos sus servicios esenciales y la
preservación de su paz interna estuvieron en peligro.” Y que “no hay
evidencia contundente de que Argentina haya contribuido a crear la situación de
crisis que dio lugar al estado de necesidad.” Y remata: “un paquete de medidas
para la recuperación económica resultó la única manera de
resolver la inminente crisis…” “…la evidencia presentada demuestra que
una solución general fue necesaria, y la regulación de las tarifas de los
servicios públicos tenía que incluirse en ellas.

Tampoco puede decirse que los derechos de ningún otro Estado se vieran
seriamente afectados por las medidas tomadas durante la crisis.”

Pero en el Caso Enron c/ Argentina: el tribunal sostuvo que “Sea como
fuere… aún existe la necesidad de tomar en consideración los intereses de las
entidades privadas que son los beneficiarios últimos de esas obligaciones… El
interés esencial de las Demandantes ciertamente se vería gravemente afectado
por la aplicación del Artículo XI o el estado de necesidad en este caso”.

Por el contrario, en el caso “Sempra c/ Argentina” el tribunal dijo que
“tiene duda acerca de que hubo una crisis grave, y que dentro de ese contexto
era poco probable que los negocios pudieran haber seguido como siempre. Sin embargo,
el argumento de que dicha situación comprometió la existencia misma del Estado
y su independencia, y que por ellos calificó como una situación que afectaba un
interés esencial del Estado, no es convincente.

Las cuestiones de orden público y malestar social podrían
haberse controlado, como de hecho lo fueron, tal como se manejaron los aspectos
relativos a la estabilización política de conformidad con las disposiciones
constitucionales en vigor”. “Lo anterior significa que en alguna medida ha
habido una contribución considerable del Estado a la situación
que dio lugar al estado de necesidad y que, por consiguiente,
no puede argumentarse que todo el peso recae en factores
externos. Esta situación no fue obra de un gobierno en particular, dado que
se trataba de un problema cuyos efectos se acumularon durante una década.
De todas formas, el Estado debe responder por ello en su
conjunto”.

En el Caso BG c/ Argentina el tribunal dijo que se excluye una defensa
basada en el estado de necesidad “cuando la obligación internacional en
cuestión excluye explícita o implícitamente la invocación del estado de
necesidad”.

En el Caso Continental Casualty Company c/Argentina el tribunal dijo que “El
diseño de las Medidas fue suficiente para abordar la crisis y se aplicaron de
manera razonable y proporcional… observamos que las Medidas pertinentes se limitaron
básicamente a los aspectos económicos y financieros de la crisis económica. No
interfirieron de otra manera con el desarrollo ordinario de la actividad
comercial privada; no involucraron la (re) nacionalización de las empresas
privadas, ni interfirieron de otro modo con los contratos privados, incluidas
las compañías de seguros (ni la Demandante reclama respecto de ninguna de
dichas medidas).

Ninguna de las Medidas impugnadas hacía la diferencia entre, por un lado,
ciudadanos o empresas de Argentina y, por el otro, empresas extranjeras o de
propiedad extranjera y empresarios extranjeros, fueran éstos inversores o no.
CNA fue, en todos los aspectos, tratada como cualquier otra compañía (de seguros)
argentina.

Como puede apreciarse, sobre los mismos hechos diferentes interpretaciones
¿Aportan seguridad jurídica los tribunales del CIADI?

Conflicto de intereses

En el caso Aguas del Aconquija y Vivendi, los abogados de la Argenti-na
denunciaron que uno de los árbitros -Gabrielle Kaufmann-Kohler- era directora
del Banco UBS, accionista mayoritario de Vivendi y a pesar de que se solicitó
la anulación del laudo argumentando que el tribunal no había sido debidamente
constituido, pero el comité que resolvió el asunto decidió que el conflicto de
intereses denunciado no era relevante.

Incluso un mismo árbitro Albert Jan Van Den Berg, fue parte del tribunal del
caso de LG&E y también de Enron y en los dos casos se resolvió de forma
totalmente diferente, cuando las causales fueron las mismas.

Se demostró en varias oportunidades que existía un claro conflicto de intereses
entre los árbitros, pero éstos no pudieron ser recusados porque la Convención
del CIADI no prevé reglas claras sobre el asunto.

Arreglos

Además de las defensas en el CIADI, la estrategia del gobierno argentino fue
negociar directamente con los inversionistas perjudicados. Así fue como varios
retiraron sus demandas ante el CIADI luego de obtener algún tipo de compensación
por parte del Estado.

Realizando un balance general, la suma original reclamada al Estado en el
CIADI de aproximadamente 50 mil millones de dólares, el país ha evitado pagar
33 mil millones, debido a los casos ganados y a los desistidos por los
demandantes.

Renuncias

Algunos países signatarios han optado por renunciar a los TBI en los últimos
años debido al impacto en la soberanía y la capacidad de los gobiernos para
regular las inversiones en áreas como la salud, el medio ambiente y los
derechos laborales.

En 2018, Sudáfrica anunció que no renovaría sus TBIs existentes y que adoptaría
una nueva ley de inversiones que le permitiría controlar mejor las inversiones
extranjeras.

Ecuador: En 2017, Ecuador anunció que rescindiría todos sus TBIs existentes,
citando preocupaciones sobre la capacidad de los inversores extranjeros para
demandar al gobierno en tribunales internacionales.

India: En 2016, India anunció que renegociaría todos sus TBIs existentes para
incluir disposiciones más equilibradas y para proteger mejor sus intereses
nacionales.

Indonesia: En 2014, Indonesia anunció que revisaría todos sus TBIs existentes
y que no renovaría aquellos que no estuvieran en línea con sus intereses
nacionales.

Bolivia: En 2012, Bolivia anunció que renunciaría a todos sus TBIs existentes,
citando preocupaciones sobre la protección de los intereses nacionales y la
soberanía del país. Es importante destacar que renunciar a los TBIs no
significa que los países rechacen la inversión extranjera.

En cambio, estos países están buscando proteger sus intereses nacionales y
garantizar que las inversiones extranjeras no tengan un impacto negativo en sus
economías y sociedades. Por su parte Brasil no ha ratificado ningún TBI,
citando preocupaciones sobre la capacidad de los inversores extranjeros para
demandar al gobierno en tribunales internacionales y la necesidad de proteger
los intereses nacionales.

Doctrina del Supremo

Para el presidente de la Suprema Corte de Justicia, Horacio Rosatti, el tema
del CIADI es una cuestión técnico-jurídica, pero también política que involucra
al Estado en su conjunto. “Es imprescindible generar un estado de conciencia
en los ámbitos académicos, políticos y periodísticos para poner de manifiesto
las anomalías de este régimen que está colapsado para atender el caso argentino”
afirmó en un reportaje de larga data, cuando aún era Procurador del Tesoro
de la Nación.

En ese mismo reportaje dijo que “El arbitraje internacional en materia
comercial está en crisis y debe reformularse íntegramente cuando se encuentra
involucrado un Estado soberano. Ésta es la lección que deja el caso argentino
en el CIADI. Dependerá de la calidad de los sectores involucrados formular una autocrítica
y corregir los errores a futuro”.

Respecto de las cuestiones que afectan la soberanía, Rosatti había señalado
que “Tradicionalmente la lógica de la apertura o de la prórroga de la
jurisdicción nacional hacia tribunales internacionales o extranjeros estuvo
ligada en la Argentina a la posibilidad de ejercer, ya sea antes o después pero
en cualquier caso en algún momento, el control judicial por parte de tribunales
nacionales”.

Pero cierta interpretación del sistema de Tratados Bilaterales de Inversión
realizado por los árbitros del régimen CIADI no permite cumplir con ese
control.

“Lo que creemos es que la imposibilidad de control judicial local de
inconstitucionalidad no es para el país una cuestión procesal sino sustancial,
porque se traduce en una inhibitoria para ponderar la vigencia de los
principios de derecho público que condicionan la validez de los tratados
internacionales de comercio.” “El inversor extranjero siempre hace cálculos y luego
decide. Mientras el balance del cálculo tenga saldo favorable los inversores
extranjeros van a seguir, porque ésa es su lógica”. Remató el actual presidente
de la Corte Suprema de la Nación.

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Universitarios de todo el país debaten en Diputados

La Cámara de Diputados de la Nación realizó hoy la apertura del Programa de formación académico-legislativa “Cambio de Roles”, organizado por el Instituto de Estudios Estratégicos y de Relaciones Internacionales (IEERI) y el Círculo de Legisladores de la Nación Argentina (CLNA), pertenecientes al Congreso Nacional.

Durante la jornada, los estudiantes debatieron en comisiones del edificio Anexo A del Congreso, en cuatro Comisiones establecidas para el debate sobre salud digital. Las Comisiones fueron las de Acción Social y Salud Pública; Legislación General; Ciencia, Tecnología e innovación Productiva; y Asuntos Constitucionales.

En esta ocasión, participaron las universidades nacionales de Entre Ríos, Tucumán, Comahue, Lanús, Buenos Aires, Morón; las universidades privadas Católica de Córdoba; del Salvador; Metropolitana de la Educación y el Trabajo; Abierta Interamericana y; las regionales, Nacional de Chile y del Pacífico (Perú).

#Congreso Más de 250 estudiantes de distintas universidades participan del debate sobre salud digital que se realiza hoy en comisiones y, mañana, en el recinto de @DiputadosAR pic.twitter.com/uvcEb8cMRl

— 24con (@24conurbano) June 30, 2023

El programa “Cambio de Roles” es una actividad formativa creada por el Instituto de Estudios Estratégicos y de Relaciones Internacionales (IEERI), el Círculo de Legisladores de la Nación Argentina (CLNA), el Senado y la Cámara de Diputados de la Nación para compartir con la sociedad y con los jóvenes en particular, la experiencia del ámbito legislativo, la formación y capacitación, para transformarse en un futuro, en protagonistas de la nueva dirigencia nacional.

En esta oportunidad, se lleva adelante la 8va edición con alumnos de distintas universidades que toman el rol de un Legislador. En dos jornadas analizan y debaten proyectos sobre la base de un anteproyecto enviado previamente y una temática definida. Participan prestigiosas universidades argentinas, tanto públicas como privadas. Legisladores en actividad y con mandato cumplido, Autoridades del Honorable Congreso de la Nación, del Círculo de Legisladores de la Nación y del Instituto de Estudios Estratégicos y de Relaciones Internacionales (IEERI).

También Embajadores y Diplomáticos de las misiones acreditadas en nuestro país, autoridades nacionales e internacionales, representantes de la Cámara de Diputados y Senadores de la Nación Argentina y autoridades universitarias.

Por último, durante la jornada del viernes 30 la actividad se realizará en el Recinto de la H. Cámara de Diputados donde se hará el acto de apertura de sesión a las 11 horas. El mismo contará con la presencia del Representante del BID en Argentina, Ing. Agustín Aguerre, quien junto al Banco han sido coorganizadores de la presente edición. También asistirán funcionarios del Banco de Desarrollo para América Latina (CAF), Representantes de la Organización Panamericana de la Salud y de otros organismos internacionales que acompañaron el desarrollo del programa.

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Offshore: plan Fénix inició operaciones para instalar ductos submarinos

Total Austral dio comienzo a la campaña offshore del proyecto gasífero para el tendido de los ductos de 35 kilómetros, en cercanías a la plataforma de Vega Pléyade en Tierra del Fuego. La plataforma se construye en Italia. El proyecto gasífero Fénix es parte de la concesión Cuenca Marina Austral-1se encuentra a 60 kilómetros de la costa en el sur del Mar Argentino. A partir de su entrada en operaciones a comienzos de 2025 entregará unos 10 millones de m3 diarios de gas. El proyecto gasífero Fénix es parte de la concesión Cuenca Marina Austral-1 (CMA-1) y se encuentra a […]

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CGC y YPF están trabajando juntos para explotar el esquisto de Palermo Aike

Antes de fin de año, Compania General de Combustibles (CGC) e YPF planean perforar, al 50 por ciento cada una, un pozo piloto horizontal para extraer hidrocarburos del área Cañadón Deus de la formación geológica Palermo Aike en Cuenca Austral, Santa Cruz, que contiene petróleo no convencional. y reservas de gas. Esto está de acuerdo con un acuerdo que las dos empresas firmaron en mayo del año pasado y contempla la finalización de un sitio comparable en el área de Paso Fuhr en 2024. CGC realizó estudios en esta formación a partir de 2017, y para 2021 habían perforado la […]

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