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CAMMESA prorrogó las fechas de la licitación de renovables de Argentina

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) actualizó el cronograma de la licitación nacional e internacional de renovables y almacenamiento de energía, denominada RenMDI. 

Tras las solicitudes de diversos actores del sector energético de Argentina, dado que la convocatoria se publicó casi 10 días hábiles después de la fecha prevista, CAMMESA brindó una prórroga para todo el proceso y finalmente la presentación de ofertas ya no será el 15 de marzo sino que los interesados tendrán tiempo hasta el 27 de abril. 

“El cronograma salió vencido, lo que generó inquietud y preocupación entre los posibles oferentes de la licitación, sobre todo teniendo en cuenta que hay muchas PyMEs interesadas en participar porque son proyectos pequeños a lo largo de todo el país”, sostuvo Juan Manuel Alfonsín, director ejecutivo de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), en conversación con Energía Estratégica.

“Celebramos que hayan contestado positivamente. De hecho desde CADER pedimos al menos 22 días hábiles y las autoridades dieron 45 días. Se dieron cuenta que salió con muy poco tiempo para la cantidad de documentación que hay que presentar y es valorable y razonable esta decisión”, complementó Marcelo Álvarez, miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Energía Solar fotovoltaica de CADER. 

El período de consultas estará abierto hasta el 9 de marzo, en tanto que la apertura de sobres A se llevará a cabo el mismo 27 de abril y los mismos estarán en evaluación hasta el 14 de junio. 

Además, la publicación por parte de CAMMESA de calificación de ofertas sobre A se realizará el martes 20 de junio y la apertura y evaluación de ofertas sobre “B” se hará dos días más tarde, el 22 de junio. Mientras que la adjudicación se concretará el jueves 6 de julio y la firma de contratos está prevista entre el 11 de julio y el 2 de noviembre. 

Las inquietudes del sector

Desde la Cámara Argentina de Energías Renovables plantearon una serie de cuestiones a tener en cuenta y resolver en el corto plazo. Desde la necesidad de precisar el formato de la nota de conformidad de los transportistas o distribuidores, “que es una de las dos causas de exclusión de oferta” según explicó Álvarez; hasta la el tope existente para la potencia asignable. 

“Está muy limitados el número para la bioenergía, con todo lo que significa la economía circular. Por lo que es un tema a comunicar a las autoridades, ya que el país está condiciones de hacer más de 10 proyectos bioenergéticos detallados en el pliego”, manifestó Alfonsín. 

“Y de igual manera me pregunto qué pasa si una empresa desea hacer 15 MW en otra zona, como Ushuaia. Hay mucha más necesidad que los 650 MW estipulados, por lo que, si no se escapa el precio, creo que esto puede abrir las puertas a más licitaciones y sí será importante para seguir tras los pasos de los objetivos planteados Ley N° 27191”, concluyó. 

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Luxun apuesta fuerte en los PPAs competitivos y flexibles en generación distribuida 

A pesar de las demoras en el otorgamiento de permisos de proyectos renovables en México, las empresas cada vez buscan con más frecuencia volcarse a la generación distribuida, un nicho más que prometedor en el país.

Luxun nació en 2018 para suplir esta demanda y su crecimiento ha sido exponencial. Además de permitir a la sociedad fomentar el futuro sustentable, financian sistemas de paneles solares a empresas, sin que estas tengan que invertir capital.

En diálogo con Energía Estratégica, Diego Ayala Maldonado, CO, director general de Luxun, destaca: “Nuestros PPAs (Power Purchase Agreement), son flexibles porque los amoldamos a las necesidades de cada cliente. Nuestro capital viene del extranjero por lo cual es bastante más competitivo contra el capital privado que se encuentra hoy en día en México”.

Según el especialista, la gran oportunidad está en el financiamiento de la generación distribuida para los clientes finales. 

“Al día de hoy, únicamente entre el 5 al 10% de los proyectos de generación distribuida son financiados, el resto ha sido inversión por parte del cliente final. Por eso, ya existen varias empresas que han captado inversión por parte de empresas extranjeras para impulsar el crecimiento del sector”, justifica.

En total ofrecen tres tipos de financiamiento con cero inversión; arrendamiento que incluye pago mensual fijo sin afectar el balance financiero; PPAs, contrato de compra venta donde se paga solo por la energía generada (ahorro garantizado vs. tarifas CFE); y Crédito Simple depreciación fiscal acelerada y ahorro garantizado.

Además, cuenta con una plataforma única en el mercado que utiliza Inteligencia Artificial (IA) y Machine Learning para medir, analizar y optimizar el rendimiento energético de tu sistema fotovoltaico. 

Asimismo, brinda la posibilidad a sus clientes de ver en tiempo real sus consumos energéticos para que tengan total control sobre sus ahorros.

 

Las oportunidades de apostar en proyectos de autoconsumo

De acuerdo a Ayala, el mercado solicita cada vez más sistemas de almacenamiento en generación distribuida.

“En los últimos 4 años, es impresionante lo que ha aumentado la demanda de proyectos de autoconsumo. Cada vez hay más clientes obligados a incorporar fuentes de energías renovables. Existen muchas empresas que le venden a conglomerados globales”, asegura. 

“La detención de nuevas interconexiones de grandes centrales fotovoltaicas al sistema eléctrico nacional ha posicionado a la generación distribuida como el ganador de la transición energética. Eso nos ha brindado muchas oportunidades con industrias grandes”, agrega.

Por otro lado, expresa: “También el abasto aislado va a tener un gran crecimiento este año. En los últimos 5 meses se han comenzado a dar permisos para la construcción de este tipo de sistemas. Aquí, entran en juego empresas grandes por medio de PPAs”.

En este sentido, habla de la oportunidad de generar energía de manera aislada a la red de transmisión: “La gran barrera de generación distribuida siempre ha sido que únicamente podemos instalar medio mega en corrientes alternas y con abasto aislado hablamos de proyectos de 3 o 4 megas”.

 

Dificultades por el marco regulatorio

Las regulaciones en cuanto a las disposiciones de carácter administrativo generales de todas las centrales de hasta 500 kW están cambiando y México está transitando tiempos de incertidumbre.

“El cambio de net metering a net billing puede afectar al sector en el corto y mediano plazo. Todo el excedente de la red va a ser contabilizado de una manera diferente lo cual va a impactar en la rentabilidad de los proyectos. Esto genera incertidumbre: necesitamos tener en claro las reglas del juego”, enfatiza.

Cabe recordar que el modelo de Net Metering permite a los usuarios finales compensar el gasto de electricidad utilizando la producción o generación interna de energía, muy similar al Net Billing. Su diferencia radica en cómo se “factura” el gasto energético.

 

En el caso del Net Metering, tanto el consumo como la generación eléctrica se registran y facturan por separado. Como resultado, a los clientes se les cobra su precio energético completo por kWh cuando usan energía de la red, pero se les compensa con la misma tarifa por la energía que es aportada a la red.

A diferencia, en la modalidad del Net Billing a los usuarios se les cobra en función de su uso neto de kWh al final de cada ciclo de facturación.

Además, advierte otra dificultad: “Nos preocupa el sector energético a mediano plazo porque no están brindando permisos para generadores. México no está pudiendo invitar a nuevas empresas a invertir. Es muy frustrante llegar con toda la documentación y te lo rechacen” .

 

Aspectos positivos de los últimos cambios en las regulaciones

No obstante, el director general de Luxun no cree que todas las modificaciones en las disposiciones administrativas de carácter general fueron perjudiciales para el sector. De lo contrario, destaca a varias como grandes victorias para la industria en generación distribuida.

“Apoyamos estas disposiciones administrativas de carácter general. Llevaban 5 años sin publicarse y la industria ha mejorado muchísimo. Por ejemplo, es muy bueno que se exija la profesionalización de la generación distribuida. También están demandando mayor calidad en las instalaciones”.

A su vez, señala: “Ya por fin aclararon el límite de capacidad para generación distribuida. Antes no estaba claro si era en energía alterna, lo cual es muy beneficioso para nosotros porque podemos incrementar un poco la potencia en en celdas fotovoltaicas por instalación”.

Paralelamente, Ayala aprueba las nuevas reglas en torno al almacenamiento, una de las grandes tendencias que habrá en los próximos cuatro años.

“Ya no consideran el almacenamiento como una potencia adicional en el momento de la interconexión sino como un almacenador de la energía. Eso ya lo veníamos esperando desde hace tiempo”, confiesa.

 

Acerca de Luxun

La empresa impulsada por jóvenes innovadores tiene una gran cobertura nacional: tiene instalaciones solares alrededor de toda la República Mexicana.

“Contamos con clientes importantes que cotizan en la bolsa mexicana de valores. Estamos muy contentos porque vemos un gran mercado en México. Tenemos el objetivo de expandir LUXUN para poder seguir impulsando este modelo hacia las energías del futuro en Latinoamérica”, revela Ayala.

Además, la firma busca que los negocios se encuentren alineados a los criterios de ESG (Gobierno Ambiental, Social y Corporativo) con el objetivo de impulsar el futuro sustentable. 

De esta forma, ofrece Inteligencia Artificial y Machine Learning, KPIs y Reportes de Energía en Tiempo Real, Generación de Resultados Altamente Precisos y Diseño Intuitivo (UX), Flexible y Amigable.

 

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Genneia firma nuevo financiamiento de largo plazo para renovables

Genneia, la compañía líder en generación de energías limpias en Argentina, anunció la obtención de un nuevo financiamiento corporativo por 85 millones de dólares a un plazo de 10 años. El destino de los fondos será la construcción de sus nuevos proyectos de energía renovable: el proyecto solar Tocota III y el proyecto eólico La Elbita.

FMO -el banco de desarrollo de los Países Bajos- y FinDev -el banco de desarrollo canadiense- serán los otorgantes del préstamo.  Luego de un amplio y exhaustivo análisis ambiental, social y de gobernanza (ESG, según sus siglas en inglés), ambas instituciones han decidido apoyar estos proyectos de energía renovable al estar alineados a sus mandatos de promoción del desarrollo sostenible.

Este financiamiento es el cuarto otorgado por FMO a Genneia con el objetivo de continuar desarrollando el sector de energías renovables en Argentina. FMO ya había apoyado a Genneia en los años 2018 y 2019 para el desarrollo de los proyectos eólicos Villalonga I, Chubut Norte I y Vientos de Necochea. Asimismo, este nuevo financiamiento representa el primer préstamo de FinDev Canadá en Argentina y el primer financiamiento otorgado a una empresa de energía renovable a nivel global. FinDev Canadá fue creada en 2018 con el propósito de promover el desarrollo sostenible en los países en vías de desarrollo.

El financiamiento internacional, con el apoyo de FMO y FinDev, es un aporte de Genneia a la sustentabilidad del sector, ya que permite compensar el impacto de la demanda de divisas requeridas para la importación de componentes en un año tan complejo.

Carlos Palazón, CFO de Genneia indicó que: “la exitosa trayectoria de Genneia en la ejecución de proyectos renovables y su solidez crediticia nos permiten obtener financiamiento internacional a largo plazo. Este acuerdo forma parte de nuestra estrategia para Tocota III y La Elbita, y reafirma el liderazgo de Genneia en la ejecución de financiamiento con bancos de desarrollo en Argentina, quienes nos han brindado apoyo a muy largo plazo por más de US$530 millones desde el año 2018.”

En tanto, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, expresó que “nos enorgullece que instituciones como FMO y FinDev sigan apoyando nuestros proyectos enfocados en la transición energética, invirtiendo en energía eólica y solar”.

El Proyecto Solar Tocota III, de 60 MW de capacidad instalada se emplaza en un terreno de 300 hectáreas, ubicado 65 km al Norte de la localidad de Calingasta, provincia de San Juan. El sitio cuenta con capacidad de evacuación a la red eléctrica e irradiación global horizontal de un valor considerable, inmejorables condiciones para la construcción de un proyecto de este tipo.

A su vez, el Parque Eólico La Elbita (162 MW) estará ubicado en un terreno de 1.464 hectáreas, ubicado aproximadamente 50 km al sur de la ciudad de Tandil y contará con 36 aerogeneradores de última generación. Ambos proyectos estarán destinados a satisfacer la demanda de energía de grandes usuarios industriales, en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables.

De este modo, Genneia superará 1 GW de capacidad instalada, un hito que será alcanzado por primera vez en nuestro país.

Gracias al compromiso con el mercado renovable, Genneia continúa posicionándose como la empresa número uno, generando durante el 2022 el 20% de la energía solar y eólica del país. De esta manera, Genneia sigue liderando el sector con nuevos proyectos, las emisiones de bonos verdes, la generación de bonos de carbono, y debido a su demostrada solidez y confianza, ahora encabeza el regreso del financiamiento de la banca de desarrollo internacional a Argentina.

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Goesgreen convoca a propietarios de tierras en Argentina con interés en energía solar

Goesgreen, empresa líder del sector energético, continúa ampliando su oferta para el mercado eléctrico de Argentina.  

En este año 2023, uno de sus objetivos estratégicos es enfocarse en el desarrollo de nuevos proyectos de generación eléctrica a partir de tecnología solar fotovoltaica y almacenamiento.

Es por ello que abre una convocatoria especial para propietarios que deseen disponer sus tierras para la instalación de emprendimientos sostenibles.   

Con esta iniciativa, ejecutivos de Goesgreen reafirman su apuesta por el país abriendo oportunidades de negocios en distintas provincias. 

“Buscamos aliados que estén interesados en obtener un beneficio a partir del aprovechamiento productivo de sus tierras, desde la visión de un mercado de energía estable a largo plazo, realizando un aporte con el desarrollo de energías renovables en la región”, señaló Gustavo Zilber, ejecutivo de Goesgreen.  

Se invita a aplicar a dueños directos de terrenos registrados por la autoridad competente de su jurisdicción, que cuenten con escrituras y documentación asociada en orden y cumplimiento a las disposiciones legales. 

Según precisó el ejecutivo de Goesgreen, la situación ideal para esta actividad, pero no limitante para los terrenos a estudiar, es que estén ubicados en las cercanías de redes eléctricas públicas de media o alta tensión, que cuenten con algún tipo de acceso terrestre y cercanía a comunidades para favorecer la logística de los servicios.  

Como es preciso asegurar en el orden de 2 hectáreas por cada megavatio de potencia a instalar, un requisito (no excluyente) es contar con terrenos horizontales de entre 5 a 400 ha. 

Las expresiones de interés podrán enviarse a info@goesgreen.com.ar consignando datos generales del propietario para ser contactado, así como ubicación y dimensiones terreno. 

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Sorcia Minerals y Sinolithium Materials avanzan con plantas de tratamiento de litio para baterías en Europa, Chile y Argentina

Sorcia Minerals, que recientemente anunció una inversión de 350 millones de dólares para la construcción de una planta de tratamiento de litio en Europa, ahora cierra esta alianza con Sinolithium Materials, empresas que aportará la tecnología química necesaria para que el producto final de estos procesos sea un hidróxido de litio de alta gama.

Con esto, ambas compañías lanzan un plan de construcción de varias plantas de tratamiento de litio, que además de Europa, planean instalar en Chile y Argentina.

Daniel Layton, CEO de Sorcia Minerals, afirma: «No podríamos estar más entusiasmados de contar con un socio tecnológico con décadas de historia y experiencia en la producción de carbonato e hidróxido de litio para baterías. Se trata de una asociación fructificada tras varios años de conversaciones y trabajo conjunto».

Por su parte, Alison Dai, Directora de Sinolithium Materials, señala: “Estamos muy ilusionados de trabajar con Sorcia para apoyar el desarrollo en Europa y Sudamérica de la cadena de suministro de hidróxido de litio apto para baterías”.

Las partes están encantadas de anunciar esta colaboración técnica, que aprovecha la amplia experiencia de Sorcia en varios sectores energéticos  y la experiencia duradera de Sinolithium. Ambas compañías confían en que será la base de una asociación duradera y fructífera.

Esta alianza se centra en abordar la creciente demanda de hidróxido de litio en las para vehículos eléctricos y almacenamiento de energía, apoyando la independencia de Europa y Sudamérica en su transición energética. Estas desempeñarán un papel fundamental en la transición hacia un futuro sostenible, comprometido con la protección de los ecosistemas y comunidades.

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Asociación de comercializadores de Chile firma convenio de cooperación con su par mexicana

América Latina y promover la competencia en el suministro de electricidad en esos mercados.

En un comunicado conjunto, las asociaciones gremiales indicaron que “con este convenio nos desafiamos a potenciar el desarrollo del mercado eléctrico en ambos países, a compartir experiencias, mejores prácticas y a buscar el conocimiento que potencie la competitividad de nuestros asociados”.

En tanto, desde ACEN comentaron además que esta alianza es una plataforma de trabajo que enriquecerá a ambas asociaciones bajo la mirada actual de una transición energética justa que ubique en el centro de la discusión al usuario final con sus necesidades respecto a un precio razonable y múltiples servicios y productos a los que actualmente no puede acceder.

En la oportunidad, representaron a la gremial mexicana Andrés Lankenau, Presidente de ACE, Chairman & CEO del Grupo Elefante, Jorge Hernández, Consejero de ACE y Coordinador del Comité de Enlace con el Poder Legislativo, CEO & Fundador de Regulus 333, y Francisco José Con Garza, Consejero de ACE, Director de Estrategia de Energía en CEMEX.

En tanto, por ACEN estuvieron presentes en la firma virtual Sebastián Novoa, Presidente, Eduardo Andrade, Secretario Ejecutivo, Eduardo Rodriguez Ugarte, Asesor Legal, y Luz Marina Fuenzalida, Directora de Comunicaciones y Asuntos Públicos.

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Exclusivo: las facturas residenciales de gas aumentarán un 39% durante marzo

Fuentes oficiales aseguraron en exclusiva a EconoJournal que las facturas finales de gas que pagan los hogares aumentarán un 39% a partir de marzo en comparación con las llegaron a los hogares durante diciembre de 2022. La suba, menor a la prevista, se explica por el incremento del Valor Agregado de Distribución (VAD), tal como se denomina en la industria al componente de la tarifa que perciben las empresas gasíferas (Metrogas, Naturgy, Camuzzi y EcoGas, entre las principales) para brindar el servicio de distribución. Si se la contrasta con las tarifas que estaban vigente en el invierno del año pasado, el salto de las facturas se acercará para algunas categorías residenciales al 150 por ciento.

El alza empezará a regir una vez que el Ente Regulador (Enargas) publique las nuevas tarifas en el Boletín Oficial. El gobierno pretendía que entren en vigencia el 1º de marzo, pero el proceso de validación interna dentro de las distintas áreas del Estado —se precisa de la aprobación de la Procuración del Tesoro, de la Sigen y del departamento de Legales del Ministerio de Economía— se demoró, por lo que la fecha de entrada en vigencia podría retrasarse unos días más.

La arbitrariedad de la estructura tarifaria del gas en la Argentina es manifiesta. La segmentación en tres niveles para los hogares que se puso en marcha en el último cuatrimestre de 2022 se combinó, a su vez, con un sistema que subsidia todavía más el hidrocarburo en regiones de bajas temperaturas, que se conocen como ‘zonas frías’. El esquema entró en vigencia en los ’90, pero hace dos años el cristinismo impulsó una Ley, votada en el Congreso, que extendió las fronteras de las regiones beneficiadas a otras 10 provincias y como resultado, hoy la mitad del país paga el gas más barato que la otra mitad que también está subsidiada, aunque un poco menos. El absurdo se cristaliza en un dato: los técnicos del ente regulador debieron preparar más de 350 cuadros tarifarios diferentes para instrumentar el aumento que se aplicará en breve.

Números

Lo concreto es que esta semana —o a más tardar, a inicios de la siguiente— se oficializará el aumento de los ingresos de las distribuidoras. La recomposición del VAD, sin embargo, no será homogénea para todos. Si bien fuentes del área energética confirmaron a este medio que el incremento de la factura final de los hogares será de un 39% con relación a la que estaba vigente en diciembre, la suba para los comercios (usuarios P3) y fundamentalmente para industrias (GUDI’s) será mucho más alta y en algunos casos llegará al 100 por ciento.

La secretaría de Energía, Flavia Royón, durante un encuentro del ministro Massa con directivos de la industria del gas.

A raíz de eso, las distribuidoras que cuenten con más industrias y comercios en su zona de concesión tendrán un mayor aumento de sus ingresos. Es el caso, por ejemplo, de Metrogas y Naturgy, que abastecen de gas a grandes usuarios del conurbano. Para ellos, la suba del VAD rondará el 90%. En cambio, para las distribuidoras que brinden el servicio en regiones menos industrializadas, como por ejemplo Camuzzi Gas del Sur, que cubre el consumo de la Patagonia, la suba del VAD será bastante más baja y se ubicará cerca del 60 por ciento.

“En ninguno de los casos, el aumento en la factura final de un usuario domiciliario será más alto que el 39%. El mismo porcentaje regirá tanto para los hogares de altos ingresos (Nivel 1) como para los de tarifa social (Nivel 2) e ingresos medios (Nivel 3). Se calcula que el aumento tendrá un impacto en la inflación de marzo del 0,7%”, explicaron en un despacho oficial.  

A diferencia de la actualización de las tarifas eléctricas de Edenor y Edesur, que se desagregará en dos partes (una en abril y otra en junio), las tarifas de gas se elevarán una sola suba en el año. Lo que resta esta semana es que el Enargas firme las actas acuerdo correspondientes con cada una de las distribuidoras. Se espera que los próximos días se terminen de negociar algunos aspectos finales con dos o tres empresas (fundamentalmente con Metrogas, EcoGas y Camuzzi).

También se validará la recomposición de los ingresos de los transportistas, que aumentarán cerca de un 75 por ciento. A ese porcentaje se le sumará, no obstante, una suba adicional del 20% para financiar obras tanto en el sistema de TGN como en el de TGS. Por eso, el aumento de las tarifas de transporte rondará el 95 por ciento. Como adelantó este medio a fines de enero, TGN recibirá fondos para llevar adelante la adecuación de las plantas compresoras Leones y Tío Pujio y TGS para ampliar una planta compresora en General Rodríguez.

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, Nicolas Gandini

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Por no actualizar el impuesto a los combustibles, el Estados perdió más de US$ 2500 millones en los últimos tres años

El Estado Nacional se perdió de recaudar 1800 millones de dólares durante el año pasado por no actualizar el impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (CO2), según una estimación realizada por la consultora Economía & Energía. El informe destaca que en los últimos tres años esa cuenta se eleva a 2520 millones de dólares y si este año los impuestos no se ajustan la pérdida será aún mayor que en 2022.
En 2020 se dejaron de recaudar 240 millones de dólares por no actualizar los impuestos, en 2021 otros 480 millones y en 2022 nada menos que 1800 millones de dólares. A su vez, solo en el primer trimestre de este año se dejarán de recaudar otros 585 millones por la ampliación de la brecha entre el valor real del impuesto y lo que correspondería según normativa.
Para estimar la pérdida de recaudación, Economía & Energía consideró los montos del ICL y CO2 publicados por AFIP para cada mes y les descontó el corte teórico con biocombustibles (no gravados), las ventas de naftas en el sur del país (zona exenta) y las ventas de gasoil en el sur del país (con monto diferenciado del ICL), multiplicados por el volumen total de ventas de naftas y gasoil (excluyendo usinas, petroquímica y bunker internacional). El informe aclara que los montos de recaudación teórico no coinciden con los montos de recaudación de impuestos a los combustibles declarado por AFIP.

El origen del problema

Según la normativa vigente, el ICL y el CO2 deberían actualizarse trimestralmente de acuerdo a la variación del Índice de Precios al Consumidor Nacional. Sin embargo, en los últimos años el gobierno nacional optó por no hacerlo para quitarle presión al precio de los combustibles, ya que las petroleras suelen trasladar ese ajuste de manera automática al surtidor.
Durante 2021 postergó cuatro veces la actualización y durante 2022 otras tres. La última vez había sido a fines de agosto cuando en los considerandos del decreto 561/22 remarcó que “tratándose de impuestos al consumo y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.
En aquella ocasión, estableció un cronograma destinado a normalizar la situación. Allí se dejó en claro que el incremento correspondiente al primer y segundo trimestre de 2021 se aplicaría a partir del 1° de octubre. Además, el decreto estableció que las actualizaciones de los impuestos a los combustibles del segundo semestre de 2021 y de los tres trimestres de 2022 se implementarán recién el 1° de enero de 2023.
En octubre se ajustaron los impuestos tal como preveía el cronograma, pero en enero no hubo modificaciones. Pese a que, a fines de septiembre, desde Economía habían dejado trascender que esa vez sí iban a cumplir, Massa negoció con las empresas no tocar el impuesto como parte de un acuerdo de precios.
La decisión se oficializó a través del decreto 864/22, del 30 de diciembre, donde se estableció que las actualizaciones correspondientes a la variación del IPC del tercer y cuarto trimestre de 2021 y a todo el 2022 se aplicarán a partir del 1 de abril. Economía & Energía informó que si el gobierno cumpliera con su promesa los montos del impuesto deberían incrementarse un 135% e esa fecha.

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, Redaccion EconoJournal

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Gigante del acero chino producirá insumos claves en Jujuy para su proyecto de carbonato de litio en Salta

El gigante chino Tsingshan Mining Development, principal productor de acero inoxidable del mundo, firmó un memorándum de entendimiento con el gobierno de Jujuy para construir una planta de producción de cloruro de hidrógeno e hidróxido de sodio, que son insumos que luego utilizará para elaborar carbonato de litio en la provincia de Salta. La planta estará ubicada en el parque industrial de Perico (Jujuy) y -luego- desde allí la compañía asiática enviará los insumos al proyecto de litio Centenario Ratones que desarrolla en Salta. En total, la compañía invertirá US$ 120 millones para la construcción de la planta.

En año pasado, Tsingshan, que también es el principal productor de níquel del mundo, adquirió el 49,9% de la participación en Centenario Ratones, uno de los proyectos de litio más prometedores del país. Para esto, desembolsó US$ 365 millones a la francesa Eramet, que está a cargo de la operación del proyecto.

Por el aumento de la fabricación de vehículos eléctricos en Asia, la compañía china definió acelerar la inversión y producción de litio en el país. El proyecto Centenario Ratones entrará en operación comercial en 2024 y, según los anuncios que realizó recientemente junto a la Cancillería argentina, las proyecciones de producción de carbonato de litio en ese desarrollo pasaron de 24.000 a 50.000 toneladas anuales.

Desde 2020 se produjo un fuerte desembarco de empresas chinas en el sector minero de la Argentina con una inversión que en tres años ya supera los US$ 2.500 millones. En total, de las nueve compañías chinas que están invirtiendo en minería, seis lo hacen para producir carbonato de litio. Además de Tsingshan, estas compañías son Ganfeng, Zangge, Jiangxi, Tibet Summit Resources y Zijin.

Planta productora

Para producir cloruro de hidrógeno e hidróxido de sodio en Jujuy, Tsingshan invertirá un total de US$ 120 millones, distribuidos en US$ 80 millones en la primera etapa y US$ 40 millones en la segunda, según el acuerdo al que llegaron con el gobierno de esa provincia.  

Según el entendimiento que firmaron el presidente de Tsingshan Mining Development, John Li, y el gobernador de Jujuy, Gerardo Morales, la construcción de la planta “demandará 18 meses, empleando a más de mil personas durante el período de edificación, para luego ocupar unos doscientos trabajadores calificados en su etapa de funcionamiento”.

Para garantizar su funcionamiento, la panta recibirá 10 MW de la distribuidora de energía eléctrica EJE y también obtendrá gas con “una potencia superior a la demanda que tendrá Tsingshan Mining”, explicaron desde la gobernación jujeña.

China y Jujuy

El gobernador Gerardo Morales resaltó “la importancia que una empresa de la envergadura Tsingshan Mining esté invirtiendo en la Argentina y pronta a producir carbonato de litio en Salta” y ponderó la “decisión de invertir en Jujuy”. Además, destacó “un gran escenario para la industria del litio en el norte argentino que generará un clúster en la región”. También subrayó como “fundamental la decisión de producir todos los insumos necesarios para la fabricación de carbonato de litio” y, en ese sentido, remarcó que “Tsingshan Mining está abriendo el camino con la producción de ácido clorhídrico y soda caustica”.

Por su parte, el presidente de Tsingshan, John Li, expresó: “tenemos una gran satisfacción de iniciar un nuevo capítulo de los negocios de las nuevas energías de la empresa en la provincia de Jujuy” e indicó que “el objetivo es desarrollar la cadena de valor del litio en la región y generar más oportunidades de trabajo”. “Somos nuevos en la Argentina, pero llegamos para quedarnos”, añadió.

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, Roberto Bellato

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Central Costanera logró la condonación de su deuda por 22 millones de dólares

Central Puerto acordó la condonación por aproximadamente 22 millones de dólares, de deudas que Central Costanera había contraído con distintas sociedades del Grupo Enel, su anterior accionista controlante.

Recientemente, Central Puerto había adquirido Central Costanera -planta de generación de energía eléctrica operada hasta entonces por el Grupo Enel y responsable de generar la energía demandada por 3,5 millones hogares en todo el país.

Potencia instalada

Central Costanera, ubicada en la Ciudad de Buenos Aires, alcanza casi el 6% de participación en la potencia instalada total del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Al adquirir Costanera, Central Puerto incorporó una potencia instalada de 2305 megawatts (MW) -a sus ya 4809 MW- que aportarán un total superior a los 7.100 MW al SADI.

Con esta incorporación la compañía alcanzará junto con sus activos una participación del 17% de la potencia total de generación del país.

Actualmente la planta de Costanera está constituida por seis unidades de turbovapor, con una capacidad instalada de 1.140 MW de potencia, y dos unidades de Ciclo Combinado de 315 MW y 850 MW. A esto se suman 35,6 MW en relación con la compra de motores provenientes de Central hidroeléctrica El Chocón.

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, Redaccion EconoJournal

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Yacyretá genera a su máxima potencia

El viernes 24 de febrero la Central Hidroeléctrica Yacyretá nuevamente alcanzó una “Potencia Máxima” por encima de los 3.000 MW gracias a la operación de las 20 unidades
generadoras y al aumento en el caudal del Río Paraná.

La Entidad Binacional Yacyreta informó que los caudales afluentes a Yacyretá se encuentran mejorados como consecuencia de las precipitaciones registradas y de la situación de la cadena de embalses en territorio brasileño.

Por otro lado, se mantienen los pronósticos de precipitaciones para la semana sobre la cuenca de aporte directo al embalse y regiones adyacentes a Yacyretá.

Los montos acumulados estimados estarían entre 20 y 80 mm según sea la fuente consultada y los caudales afluentes a Yacyretá estarán acordes a la operación de las centrales hidroeléctricas aguas arriba y a la evolución real de las precipitaciones pronosticadas sobre su cuenca de aporte.

Del análisis efectuado con la información disponible, el caudal afluente previsto estaría en torno de 20.200 m3/s, y para los siguientes días entre 20.000 y 21.000m3/s.

Las 20 unidades generadoras operarán a su “Potencia Máxima” durante todo el fin de semana, se indicó.

La Central Hidroeléctrica binacional puso a disposición de la demanda de los sistemas eléctricos de Argentina y Paraguay la totalidad de su potencia instalada.

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GENNEIA obtuvo financiamiento internacional por U$S 85 millones a 10 años

Genneia, la compañía líder en generación de energías limpias en Argentina, anunció la obtención de un nuevo financiamiento corporativo por 85 millones de dólares a un plazo de 10 años. El destino de los fondos será la construcción de sus nuevos proyectos de energía renovable: el proyecto solar Tocota III y el proyecto eólico La Elbita.

El FMO -el banco de desarrollo de los Países Bajos- y FinDev -el banco de desarrollo canadiense- serán los otorgantes del préstamo. Luego de un exhaustivo análisis ambiental, social y de gobernanza, ambas instituciones decidieron apoyar estos proyectos de energía renovable al estar alineados a sus mandatos de promoción del desarrollo sostenible, explicó Genneia.

Este financiamiento es el cuarto otorgado por FMO a Genneia con el objetivo de continuar desarrollando el sector de energías renovables en Argentina. FMO ya había apoyado a Genneia en los años 2018 y 2019 para el desarrollo de los proyectos eólicos Villalonga I, Chubut Norte I y Vientos de Necochea.

Este nuevo financiamiento representa el primer préstamo de FinDev Canadá en Argentina y el primer financiamiento otorgado a una empresa de energía renovable a nivel global. FinDev Canadá fue creada en 2018 con el propósito de promover el desarrollo sostenible en los países en vías de desarrollo, se indicó.

El financiamiento internacional, con el apoyo de FMO y FinDev, es un aporte de Genneia a la sustentabilidad del sector, ya que permite compensar el impacto de la demanda de divisas requeridas para la importación de componentes en un año tan complejo.

Carlos Palazón, CFO de Genneia, indicó que “la exitosa trayectoria de Genneia en la ejecución de proyectos renovables y su solidez crediticia nos permiten obtener financiamiento internacional a largo plazo. Este acuerdo forma parte de nuestra estrategia para Tocota III y La Elbita, y reafirma el liderazgo de Genneia en la ejecución de financiamiento con bancos de desarrollo en Argentina, quienes nos han brindado apoyo a muy largo plazo por más de U$S 530 millones desde el año 2018”, detalló.

En tanto, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, expresó que “nos enorgullece que instituciones como FMO y FinDev sigan apoyando nuestros proyectos enfocados en la transición energética, invirtiendo en energía eólica y solar”.

El Proyecto Solar Tocota III, de 60 MW de capacidad instalada, se emplaza en un terreno de 300 hectáreas, ubicado 65 kilómetros al Norte de la localidad de Calingasta, provincia de San Juan.

El sitio cuenta con capacidad de evacuación a la red eléctrica e irradiación global horizontal de un valor considerable, inmejorables condiciones para la construcción de un proyecto de este tipo, describió la Compañía.

A su vez, el Parque Eólico La Elbita (162 MW) estará ubicado en un terreno de 1.464 hectáreas, aproximadamente a 50 kilómetros al sur de la ciudad de Tandil, y contará con 36 aerogeneradores de última generación.

Ambos proyectos estarán destinados a satisfacer la demanda de energía de grandes usuarios industriales, en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables.

De este modo, Genneia superará 1 GW de capacidad instalada, un hito que será alcanzado por primera vez en el país.

Genneia continúa posicionándose como la empresa número uno en renovables, generando durante el 2022 el 20 por ciento de la energía solar y eólica del país.

Genneia sigue liderando el sector con nuevos proyectos, las emisiones de bonos verdes, la generación de bonos de carbono, y ahora encabeza el regreso del financiamiento de la banca de desarrollo internacional a la Argentina, señaló la Compañía.

Genneia provee soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 18 % de participación en la capacidad instalada renovable, alcanzando el 23 % de la capacidad instalada de energía eólica y el 7,5 % de la solar, lo que la convierte en la líder del sector y una de las quince generadoras más importantes de Sudamérica.

Con el desarrollo de sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, la empresa actualmente cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y alcanzará los 944 MW de energía renovable al considerar sus parques solares Ullum (82MW) y Sierras de Ullum (78 MW), próximo a inaugurarse, ubicados en la provincia de San Juan.

En la actualidad, entonces, esta iniciando la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil (162 MW) y el Parque Solar Tocota III en San Juan (60 MW).

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Cómo opera en el Atlántico Sur la “flota en la sombra” con la que Rusia exporta crudo y combustibles esquivando las sanciones

Octubre de 2022. Un tanquero de bandera camerunesa es detectado merodeando en aguas cercanas a Cabo Verde en el océano Atlántico, sin motivo comercial alguno. El buque vuelve a aparecer unos días más tarde en aguas de Malta, en el Mediterráneo. El calado del navío pasó de 7,5 a 12 metros, sin haber notificado ninguna llamada a puerto o una maniobra de traspasamiento de carga de buque a buque. Alguna carga de origen desconocido recibió en el Atlántico o en Malta. En noviembre hace escala en un puerto turco y actualiza su calado a 7,4 metros, lo que sugiere que descargó petróleo en Turquía. Vuelve a zarpar e ingresa en el Mar Negro para anclar en Rusia a fines de noviembre y permanecer allí durante 13 días. Al abandonar Rusia, vuelve a registrar cambios en el calado, manipulaciones del sistema global de navegación por satélite (GNSS) y encuentros cercanos con otros tanqueros durante el resto del seguimiento.

Las maniobras o prácticas de engaño de este y otros tanqueros fueron observadas por Windward, una empresa israelí de inteligencia marítima que presta servicios para grandes petroleras como Shell o BP. La compañía acaba de publicar un reporte en el que da cuenta del crecimiento de las maniobras de engaño vinculables con operaciones oscuras de transporte de crudo y combustibles rusos en 2022.

Este tipo de maniobras suelen estar relacionadas con buques no registrados, que suelen operar transportando commodities de países sancionados como Irán o Venezuela. En la jerga marítima son conocidos como la “flota en la sombra” (shadow fleet), un fenómeno algo marginal en el gran esquema del transporte marítimo global.

Pero con el embargo europeo y el tope sobre el precio del crudo ruso vigentes se espera que este fenómeno adquiera una dimensión mucho mayor. Hay un dato que alimenta esta expectativa: en los últimos meses surgieron varias empresas comerciales dispuestas a llenar el vacío provocado por la salida de Rusia de las petroleras occidentales y los grandes jugadores del comercio de crudo y combustibles. En paralelo, Rusia compró decenas de buques cisternas para su propia flota, generando la sospecha de que se encuentra detrás de la aparición de estos nuevos jugadores.

Las implicaciones de este fenómeno para el comercio internacional de crudo y combustibles no son del todo claras aún, en parte porque el embargo y los topes de precios sobre el crudo y los combustibles rusos comenzaron a regir en diciembre y sus efectos también están por verse.

No obstante, Windward da cuenta de que el Atlántico Sur se ha transformado en un foco de estas actividades irregulares, mientras que la falta de buques esta incrementando los costos de los fletes.

Operaciones en el Atlántico Sur

Winward detectó un salto en las prácticas de engaño en los fletes marítimos, tanto de tanqueros como de barcos a granel. En el caso de los tanqueros, detectó un surgimiento de estas operaciones especialmente en el Atlántico Sur, pero también en el Mar Negro y en el Mar de Alborán.

Algunas de estas prácticas incluyen los merodeos en aguas ventajosas para el contrabando, cambios significativos en el calado sin escalas registradas en puerto que son indicativos de operaciones semioscuras de transferencia de carga de barco a barco ; y manipulaciones del posicionamiento satelital (GNSS) para ocultar los viajes y las ubicaciones reales.

Por ejemplo, en el caso de las operaciones de transferencia de carga de barco a barco (ship-to-ship) realizadas por buques petroleros en el Atlántico Sur, estas registraron un aumento constante desde el comienzo de la guerra en Ucrania. El promedio mensual de operaciones de transferencia entre tanqueros saltó de 4,8 a 6,6 luego de la invasión, un aumento del 37,5%. Estas operaciones disminuyeron en enero de este año.

“Windward también ha identificado el comienzo de un cambio de las actividades oscuras desde la región del Atlántico Medio del Norte hasta un área más al sur del Atlántico. El promedio mensual de las actividades oscuras y las operaciones barco a barco en el Atlántico Sur se duplicó en septiembre-noviembre de 2022 en comparación con el promedio mensual de los tres meses anteriores (junio-agosto de 2022)”, señaló la compañía israelí.

En estas actividades se detectó la presencia sobre todo de barcos con la bandera de Camerún. Los eventos con tanqueros de bandera camerunesa en el Atlántico Sur saltaron de siete en 2021 a 315 en 2022, un aumento del 4400%.

La empresa israelí recuerda que las operaciones de transferencia de carga de barco a barco (ship-to-ship) son legítimas en la industria marítima, pero el salto de este tipo de operaciones en ciertas áreas supone una ventana de oportunidad para la realización de actividades ilícitas. “Los relevamientos de Windward muestran que, si bien las tendencias de estacionalidad de las operaciones globales de barco a barco entre petroleros afiliados a Rusia se mantuvieron iguales al comparar 2020-2021 con 2021-2022, el volumen de tales operaciones aumentó drásticamente desde el comienzo de la guerra”, advierte.

El principal problema con las operaciones de transferencia sospechosas es que dificultan la tarea de trazar el origen del crudo. «Los actores en el mercado logran evadir las sanciones sobre el petróleo iraní y venezolano a través de transferencias de barco a barco, el comercio ilícito de petroleros y la mezcla de crudo. Las refinerías y otros compradores probablemente encontrarán formas de superar los requisitos propuestos para comercializar petróleo ruso», dice Ben Cahill, analista de energía del Centro de Estudios Estratégicos e Internacionales (CSIS).

La flota en la sombra

Al incremento de las actividades ilegales se suma la aparición de nuevas empresas comerciales propietarias de tanqueros y la adquisición de buques por parte de Rusia, dos aristas que configuran el crecimiento de la denominada flota en la sombra.

Luego de la invasión rusa a Ucrania, las petroleras occidentales y los principales traders de crudo y combustibles como Vitol, Trafigura, Glencore y Gunvor fueron saliendo y dejando de operar en Rusia. En paralelo, un número de nuevas empresas radicadas fuera de la Unión Europea y los países del G7 comenzaron a prestar el servicio de transporte de hidrocarburos rusos.

La mayoría de estas nuevas empresas están radicadas en Dubai, de acuerdo con un relevamiento realizado por el sitio especializado Energy Intelligence. El financiamiento para las operaciones provendría de bancos en Turquía y Emiratos Árabes Unidos. Estas empresas y entidades bancarias no violan las sanciones cuando operan con crudo y combustibles rusos porque están asentadas fuera de la UE y los países del G7.

Los números varían según las fuentes, pero todas coinciden en que la flota en la sombra creció significativamente. Trafigura, uno de los principales traders de petróleo del mundo, estimó que unos 400 buques de crudo y 200 buques de combustibles pasaron a operar en la sombra. Según Ben Luckock, el co director de Comercialización de Petróleo de la compañía, estas cifras representan el 20% y 7% de la flota mundial de tanqueros y buques de combustibles, respectivamente.

“Tenías los viejos tiempos de Irán y Venezuela, y había una flota en la sombra que era relativamente pequeña: administraba los barriles sancionados”, dijo Luckock a la agencia Bloomberg. “Este flujo ruso es muy diferente, es enorme”, añadió.

Braemar estimó que Rusia sumó más de 100 buques el año pasado, a través de compras directas o indirectas. Rystad ubicó la cifra en 103 petroleros en 2022 a través de compras y la reasignación de barcos que prestaban servicios a Irán y Venezuela. No obstante, esta flota sería insuficiente para mantener los volúmenes que Rusia actualmente exporta a los mercados asiáticos.

Cambios en los flujos e implicaciones

La guerra cambió drásticamente el flujo del crudo ruso: mientras que las exportaciones a Europa se derrumbaron, crecieron fuertemente las exportaciones a la India y China, principalmente. Estos países están comprando el crudo con fuertes descuentos en el precio con respecto al barril Brent prácticamente desde el comienzo de la guerra, lo que redunda en altos márgenes para las refinerías asiáticas.

Además de tener que aceptar los descuentos en el precio, Rusia también debe enfrentarse a una logística mucho más compleja. Un relevamiento de Bloomberg indica que un viaje de ida y vuelta del ártico o báltico ruso a la costa oeste de la India insume unos 66 días, mientras que los envíos a China insumen unos 123 días, o más de cuatro meses. Las distancias y los tiempos son mayores y demandan la disponibilidad de más barcos para sostener el ritmo de exportaciones.

Sobre esta debilidad es que el tope a los precios del crudo pega de lleno a Rusia. Las compañías navieras y de seguros radicadas en la UE y los países del G7 pueden prestar servicios a buques que transporten crudo ruso, siempre que el precio final de venta se mantenga por debajo de un techo, actualmente fijado en US$ 60 por barril. El spread entre el barril Brent y el crudo ruso (de los Urales) ubica a este último por debajo del techo, garantizando el flujo desde Rusia y logrando el objetivo de limitar los ingresos generados por esas exportaciones.

Pero esta situación cambiaría cuando los precios internacionales del crudo vuelvan a subir, lo que abre interrogantes sobre qué sucederá con las exportaciones desde Rusia y cómo esa variación puede influir en los precios internacionales. El gobierno de Vladimir Putin rechazó el tope y anunció un recorte de 500.000 bpd en la producción rusa, por fuera del acuerdo de producción de la OPEP+. Si bien es un intento por presionar los precios al alza, también puede ser interpretado como una consecuencia de las crecientes dificultades para colocar el crudo ruso.

Ciertamente el crecimiento del flujo de crudo ruso a Asia disparó la demanda de tanqueros viejos y nuevos, reduciendo la disponibilidad de buques en el comercio formal y disparando las tarifas de los fletes. Esta variable comenzó a notarse en Sudamérica en los últimos meses, con los crudos de la región sufriendo descuentos en el precio.

Teekay Tankers, una de las principales navieras de tanqueros del mundo, pronostica que la demanda de buques cisterna de porte mediano se mantendrá fuerte en 2023 debido a la imposibilidad de la oferta de atender la demanda. La demanda total de tanqueros Aframax aumentó un 12,6% y la demanda de Suezmax un 10,7% en 2022, informó el CEO de la compañía.

En cualquier caso, el comercio en la sombra promete transformarse en un variable central en el comercio petrolero internacional. “Con una recesión global que se avecina y la presión económica de Occidente aumentando lentamente sobre Rusia, se espera un aumento en las prácticas engañosas, particularmente una combinación de actividades oscuras, manipulación de GNSS y operaciones de barco a barco. Continuarán apareciendo nuevos puntos para ocultar actividades ilícitas a medida que los viejos generan un mayor escrutinio, e Irán y Rusia fortalecerán sus rutas comerciales”, pronostica Windward.

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, Nicolás Deza

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Wintershall DEA se enfoca en el negocio de gas costa afuera y Vaca Muerta

La empresa alemana invertirá en el proyecto Tierra del Fuego Fénix y el shale Aguada Pichana Este. La empresa alemana Wintershall DEA dijo hoy que invertirá 450 millones de euros durante los próximos cuatro años en el desarrollo de instalaciones de fracking de gas en Argentina, tanto en Vaca Muerta como en el offshore de Tierra del Fuego. Durante una conferencia de prensa en la que participó Patagonia Shale, el miembro director de la empresa, Thilo Wieland, dijo que entre 2023 y 2024, la empresa invertirá $300 millones junto con sus inversionistas en la construcción de 20 posiciones en el […]

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Fortín de Piedra llegará en el invierno a su máximo histórico de producción de gas

El área de Vaca Muerta que opera Tecpetrol apura inversiones y producción para alcanzar los 23,5 millones de metros cúbicos diarios a partir de junio y cumplir con los compromisos del Plan Gas. Con su desarrollo de gas de Vaca Muerta en el área de Fortín de Piedra, Tecpetrol se consolida como el principal productor de gas no convencional en Argentina, desde donde aporta el 16% de la producción total del país. Luego de alcanzar en junio de 2022 el récord de producción de 20 MMm3/d la producción de Fortín de Piedra se apresta a mejorar su desempeño e invierte […]

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Jujuy: Morales apunta a ganar un mercado de 35.000 millones de dólares con la industria local

El Gobernador de Jujuy recorrió las instalaciones de la empresa Electropelba radicada en el partido de San Isidro, Provincia de Buenos Aires, donde abordó el desafío de promover el desarrollo científico y tecnológico local para atender el gran mercado que se abrirá con la electromovilidad, estimado en 35.000 millones de dólares y que representará inversiones y trabajo. Gerardo Morales visitó en el partido bonaerense de San Isidro a la empresa Electropelba, líder en soluciones eléctricas y sistemas de iluminación a medida y demanda con más de 40 años de experiencia en el rubro, a los fines de reafirmar una visión […]

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Shell se está expandiendo en Vaca Muerta y el gobierno ha prometido acceso a dólares

Sergio Massa dijo que la petrolera podría acceder al tipo de cambio oficial aunque no asistiera a la inauguración del nuevo oleoducto. Tras la apertura de un nuevo oleoducto por parte de Shell, el ministro de Economía, Sergio Massa, anunció a través de Twitter que la empresa podrá acceder a la moneda oficial. Se trata de una vieja denuncia de las petroleras que participaban del sistema establecido por el Decreto 929/13, creado bajo el gobierno de Cristina Kirchner y suspendido bajo el de Mauricio Macri. El martes anterior, Massa, quien se había comprometido a asistir al evento en Sierras Blancas, […]

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La temporada de oportunidades se abre y los argentinos activos están en juego

El precio de los activos hace pensar que este puede ser el año de las fusiones y adquisiciones, pero los inversores aún tienen que vender sus participaciones. La multinacional francesa Saint Gobain, propietaria de marcas como Weber, Isover y Megaflex, adquirió a principios de mes Térmica San Luis, reconocida fabricante de material acrílico para techos. La transacción se produjo después del año que vio la mayor cantidad de acuerdos de fusiones y adquisiciones (M&A, por usar sus siglas en inglés) desde 2019. La posibilidad de un cambio en el panorama económico después de las elecciones, combinada con el comercio de […]

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Vaca Muerta: YPF inició el estudio de impacto ambiental para un puerto petrolero en Río Negro

Los especialistas desembarcaron en la zona para analizar la flora, fauna y el suelo. Los trabajos se extenderán por tres semanas. En qué consiste el proyecto que apunta al mercado exportador. La construcción de un mega puerto petrolero para la exportación de parte de la producción de Vaca Muerta desde Río Negro dio un paso más esta semana cuando un grupo de especialistas contratados por YPF arribó a la zona para iniciar el estudio de impacto ambiental previo que requiere el proyecto. Los especialistas comenzaron esta semana a analizar la flora, fauna y también las características del suelo no solo […]

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Pymes: con cupo inicial de $1.000 millones se lanzó la línea de financiamiento CreAr en Córdoba

Es una línea de Bancor en el marco de un programa de la Secretaría de Industria y Desarrollo Productivo de la Nación. El objetivo es impulsar sectores productivos estratégicos de la provincia. Los créditos tienen un plazo de entre 48 y 60 meses, con hasta seis meses de gracia y una tasa bonificada del 49 %. Con la presencia del ministro de Industria, Comercio y Minería, Eduardo Accastello y el presidente del Banco de Córdoba, Daniel Tillard, se presentó la línea de financiamiento CreAr Inversión PyME Federal, un programa de financiamiento a la producción que impulsa proyectos de inversión tendientes […]

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Hidrógeno verde: la aprobación de la ley destrabará millonarias inversiones

El Gobierno finalizó el borrador del proyecto de ley de promoción de una de las energías del futuro. Si se aprueba en el Congreso, la expectativa oficial es que haya millonarios anuncios de más empresas multinacionales, sobre todo europeas, de cara a la necesidad de acelerar la transición energética. El Gobierno finalizó la redacción del proyecto de ley de promoción del hidrógeno, para darle un marco regulatorio a una actividad incipiente en el mundo, pero que los países desarrollados miran de cerca de cara a la transición energética. La expectativa oficial es que una vez que el Congreso apruebe la […]

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El déficit aumentó por la sequía y la balanza comercial fue negativa

El sector público nacional registró un déficit primario de $204.00 millones y un déficit comercial de más de $500 millones en enero. El coletazo de la secuencia, que se amplificó por los efectos del último dólar sojero, se recibió en enero en las cuentas públicas. Debido a las menores exportaciones, no sólo la balanza comercial fue negativa, sino que la AFIP también vio que las exportaciones estaban siendo ingresos retenidos, lo que provocó que el déficit primario desapareciera. Ambos datos se hicieron públicos el miércoles. A pesar de un aumento de 12,5% en las exportaciones manufactureras, el Indec dijo que […]

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Los barcos petroleros son los reyes del océano

La invasión de Rusia está inflando las cuentas de algunas empresas. “La guerra nos beneficia”, dice Peter Kolding, vicepresidente de la firma de transporte de petróleo danesa Hafnia. La frase suena cruda en la planta alta de un hotel de Singapur rodeado de rascacielos, tan cerca del puerto donde flotan centenares de embarcaciones que basta asomarse a la ventana para contemplarlas. La confesión es tan incómoda como real. “Así ha sido históricamente. Las disrupciones nos van bien. Mira la Guerra de Irak”, completa. Lo que ocurrió entonces y lo que ocurre ahora es, resumido, que las empresas de transporte de […]

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Vista se focaliza en Vaca Muerta y cede la operación de yacimientos convencionales a Aconcagua Energía

Vista acordó venderle a la petrolera Aconcagua Energía sus activos convencionales en la Cuenca Neuquina con el objetivo de enfocarse en el desarrollo de sus áreas shale oil en Vaca Muerta. “Implementamos un modelo operativo innovador que nos permitirá enfocarnos por completo en el desarrollo de Vaca Muerta y así mejorar nuestras métricas operativas y financieras en línea con nuestros objetivos 2026”, afirmó Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista, en un comunicado enviado este jueves a la bolsa de comercio.

Las inversiones en los campos no convencionales de Vaca Muerta requieren un flujo de inversiones muy significativo. Por lo tanto, la decisión de transferirle a empresas más pequeñas la explotación de campos convencionales es evaluada como una movida lógica por muchos empresarios y analistas dentro de la industria, ya que esos campos requieren mucho foco y eficiencia operativa. Esta es una cuenta pendiente en la industria argentina, sobre todo en el caso de YPF que concentra más de 130 concesiones y que desde hace años viene, sin éxito, tratando de encontrar socios de menor envergadura que puedan hacerse cargo de sus campos maduros.

Los números del acuerdo

Vista recibirá 26.48 millones de dólares en efectivo y retendrá el 40% de la producción de petróleo crudo y gas natural de estas concesiones hasta el 28 de febrero de 2027, libre de gastos de capital, gastos operativos, regalías, impuestos y cualquier otro costo asociado a las mismas.

El cierre definitivo de la transacción se dará cuando Vista haya recibido una producción acumulada de 4 millones de barriles de petróleo crudo y 300 millones de m3 de gas natural. Vista estima el valor de la transacción, incluyendo el pago en efectivo, la producción retenida y el valor de otros acuerdos comerciales asociados, en un total nominal de aproximadamente 400 millones de dólares.

Cuáles son las áreas

Aconcagua Energía, un operador especializado en campos maduros convencionales de la Cuenca Neuquina, se convertirá en el operador de las concesiones de Entre Lomas Neuquén, ubicada en la provincia de Neuquén, y de Entre Lomas Río Negro, Jarilla Quemada, Charco del Palenque, Jagüel de los Machos y 25 de mayo-Medanito SE, ubicadas en la provincia de Río Negro. De este modo, la firma pasará a operar 13 concesiones en el país

“Aconcagua buscará incrementar los niveles de producción de las Concesiones y mitigar el declino natural de las mismas, asumiendo el 100% de las inversiones de capital asociados a la explotación”, informó la compañía a través de un comunicado.

Cada una de las seis Concesiones de Explotación incluidas en la Operación constituye una concesión de explotación otorgada por la Provincia de Neuquén (respecto a la concesión de Entre Lomas Neuquén) y la Provincia de Río Negro (respecto a las otras cinco concesiones) en los términos de la Ley de Hidrocarburos Argentina 17.319. El siguiente cuadro muestra los principales aspectos operativos de cada concesión.  

Concesiones de explotación.

La Concesión de Transporte de Gas Entre Lomas fue otorgada sobre el gasoducto que conecta la Planta de Tratamiento de Gas ubicada en el yacimiento Charco Bayo en la concesión de explotación Entre Lomas (“PTG ELo”) con el sistema de transporte troncal de gas operado por Transportadora del Gas S.A. en la Provincia de Río Negro incluyendo a PTG ELo dentro de dicha concesión de transporte. La Concesión de Transporte de Gas Entre Lomas fue originalmente otorgada por un plazo equivalente al plazo restante de vigencia de la concesión de explotación Entre Lomas (Río Negro).

La Concesión de Transporte de Crudo 25 de Mayo – Medanito SE fue otorgada sobre el oleoducto que conecta la Planta de Tratamiento de Crudo ubicada en 25 de Mayo-Medanito SE (Río Negro) («PTC MED»), hasta su conexión con el sistema troncal de transporte de crudo en “Medanito” operado por Oleoductos del Valle S.A. en la Provincia de Río Negro incluyendo dentro de la concesión de transporte a la PTC MED. La Concesión de Transporte de Petróleo Crudo 25 de Mayo – Medanito SE fue originalmente otorgada por un plazo equivalente al plazo de vigencia remanente de la concesión de explotación 25 de Mayo – Medanito SE.

La Concesión de Transporte de Gas de Jarilla Quemada fue otorgada sobre el gasoducto Desde Yacimiento Jarilla Quemada, Área Agua Amarga hasta Estación de Medición Fiscal ubicada en la progresiva 45.47 km del Gasoducto Medanito – Mainqué.

El siguiente mapa contempla las concesiones alcanzadas por la transacción, como así también las concesiones vigentes de Aconcagua:

El acuerdo no incluye la planta de tratamiento de crudo (PTC) ubicada en Entre Lomas, Río Negro. Vista y Aconcagua Energía firmaron un acuerdo por el cual Vista tratará y transportará el 100% del petróleo crudo producido en las concesiones de explotación (a excepción de 25 de Mayo-Medanito SE y Jagüel de los Machos) hasta el vencimiento de los títulos de las concesiones (incluida una potencial prórroga de 10 años).

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, Redaccion EconoJournal

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Lanzaron una línea de $ 300 millones para financiar a proveedores y empresas de servicios petroleros

La Subsecretaría de Industria lanzó este viernes una nueva convocatoria para el Programa Nacional de Desarrollo de Proveedores (Prodepro) destinado a las empresas que sean o aspiren a ser fabricantes de bienes y servicios industriales pertenecientes al sector de hidrocarburos, específicamente a las cadenas de valor de petróleo y gas. La convocatoria está destinada a las compañías que cuenten con un proyecto asociativo “cliente-proveedor” con YPF.

En la disposición 76/2023 publicada en el Boletín Oficial se detalla que el gasto que demanda la medida en concepto de Aportes No Reintegrables (ANR) será imputado por la suma de hasta $ 300 millones. La vigencia de la convocatoria se extenderá hasta el 27 de abril o hasta que se agote el cupo presupuestario.

Los objetivos de la iniciativa consisten en sustituir importaciones y aumentar el grado de la cadena productiva, favorecer la diversificación mediante la incorporación de productos y procesos nuevos e innovadores. También, promover inversiones para modernización tecnológica y ampliación de capacidad productiva con impacto en la productividad, crear nuevos puestos de trabajo de alta calificación y potenciar la capacidad exportadora de las empresas.

Beneficios

El beneficio que podrá solicitarse y otorgarse para cada proyecto es el de Aportes No Reintegrables, bajo las condiciones de gastos elegibles. Allí se encuentra contemplada la adquisición de bienes de capital nuevos, que deberán ser de origen nacional, según explicaron fuentes oficiales a EconoJournal. Excepcionalmente podrán financiarse con ANR la adquisición de bienes importados cuando no exista producción nacional de los mismos, circunstancia que deberá ser previamente corroborada con las Cámaras que nuclean a los fabricantes de bienes similares.

También se encuentran incluidos los moldes y matrices, certificaciones de normas en procesos y productos, ensayos, soluciones de industria -entendidas como inversiones que implementen tecnologías tales como inteligencia artificial, robótica e internet industrial, internet de las cosas, sensores, manufactura aditiva, realidad aumentada y virtual.

El monto máximo de ANR por proyecto asociativo estado fijado en $ 150 millones. El instrumento de ANR podrá ser aplicado al financiamiento de hasta el 65 % del valor total de contratación de servicios o adquisición de bienes que no se encuentren comprendidos en la definición de bienes de capital.

La adquisición de bienes de capital podrá ser financiada por el programa con ANR hasta el 70 % de su valor total, debiendo la beneficiaria solventar el porcentaje restante.

Asimismo, el programa financiará con ANR hasta el 75 % del valor total de los bienes de capital de aquellos proyectos presentados por empresas que acrediten el compromiso de que al menos el 50 % de las nuevas contrataciones que se efectúen desde la presentación del proyecto hasta la presentación de la rendición de cuentas final correspondan a contrataciones de mujeres y/o identidades de género no binarias.

A la vez, deberán acreditar el compromiso de la realización y aprobación del curso “La perspectiva de género como herramienta para la gestión empresarial”, proporcionado por la Secretaría de Industria y Desarrollo Productivo o aquel que en el futuro lo reemplace por parte de, al menos, 20 % de la nómina de personas empleadas por la empresa.

Potenciales beneficiarios

Los interesados en acceder a los beneficios deberán encontrarse inscriptos o inscribirse en la red de proveedores (REDEPRO). Deberán ser una empresa constituida en Argentina o que se encuentre habilitada por los organismos correspondientes para desarrollar actividades dentro de su territorio. Tener al menos un año de actividad económica continúa en el país comprobable mediante la acreditación de ventas, facturación u otro medio análogo. Y estar inscripta en la AFIP como empresa industrial o de servicios industriales.

Dentro del plazo de vigencia de la convocatoria, las compañías deberán presentar mediante la plataforma “Trámites a Distancia” (TAD) el formulario idea proyecto, debidamente suscripto por el representante legal o apoderado con facultades suficientes. La presentación de proyectos conllevará la aceptación por parte del solicitante de toda la normativa aplicable al programa.

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, Loana Tejero

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El gobierno de Argentina ultima detalles de su nuevo proyecto de ley de economía del hidrógeno

El gobierno nacional de Argentina está cerca de enviar al Congreso su proyecto de ley de Economía del Hidrógeno, con el cual se dará un nuevo marco normativo al H2 tras la vieja ley N° 26123 (promulgada en 2006) que ya venció su plazo de ejecución.

Energía Estratégica accedió al borrador de la iniciativa encarada desde la Secretaría de Energía de la Nación, donde se prevé promover el “hidrógeno de bajas emisiones de carbono y otros gases de efecto Invernadero”, es decir que incluye tanto el H2 verde (producido a partir de energías renovables), el azul (gas natural) y rosa (nuclear). 

Pero tal como adelantó este portal de noticias a mediados de octubre del año pasado, será un régimen de promoción de 30 años con foco en la producción local y el desarrollo de fabricantes y proveedores de componentes para dicho sector, ya que se requerirá una integración mínima de contenido nacional de hasta el 50% de los proyectos. 

Y de igual manera, se plantean beneficios concretos tales como la devolución anticipada del IVA, amortización acelerada del impuesto de las ganancias, compensación de quebranto de ganancias. deducción de la carga financiera del pasivo de cada una de las iniciativas y la exención de impuestos sobre la distribución de dividendos y utilidades

Asimismo, la iniciativa contempla que se alcancen todas las nuevas inversiones en bienes de capital e infraestructura que conforman una planta de generación de H2 de bajas emisiones de carbono, entre las que se incluyen nuevos parques de las tecnologías previamente mencionadas.

Como también plantas electrolizadoras alimentadas energía renovable y nuclear, centrales productoras de vectores de H2, obras para la obtención, procesamiento, almacenaje y/o despacho del mismo (desalinización de agua, licuefacción, gasificación, y terminales portuarias) y sistemas de almacenamiento de energía y transmisión eléctrica correspondientes al abastecimiento de plantas de electrólisis y/o a la interconexión entre los parques renovables. 

Aunque para el caso de las productoras de hidrógeno verde, deberán contar un porcentaje mínimo de contenido nacional: desde 35% a partir de la entrada en vigor de la ley hasta el quinto año, 45% del sexto al décimo año y del 50% en adelante. 

Es decir que a las energías renovables se les pedirá mayor equipamiento local que a aquellas plantas que generen a través del gas natural (20, 30 y 40%) y de la energía nuclear (30, 40 y 50%). Y cabe aclarar que para lograrlo, no deberá computarse el valor correspondiente a las obras civiles o de infraestructura, ni de la mano de obra. 

¿Cómo será la interconexión? El borrador del proyecto de ley del Poder Ejecutivo estipula que todo emprendimiento en base a la electrólisis tendrá que construir su propia infraestructura de transporte eléctrico y no podrá utilizar al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Pero aquellas instalaciones industriales de producción de derivados, sí podrán contratar energía no fósil como cualquier gran usuario. 

Mientras que los productores de H2 verde que ya cuenten con centrales conectadas al SADI y/o realicen operaciones de comercialización de energía eléctrica con otros agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), estarán comprendidos por lo dispuesto en las Leyes Nº 24.065, 26.190 y 27.191, sus modificatorias y complementarias de lo aplicable al Mercado a Término (MATER). 

Creación de una estrategia nacional y un fondo correspondiente

La iniciativa también encomienda la creación del Plan Nacional de la Economía del Hidrógeno para la Transición Energética, el cual deberá dar cuenta de la estrategia nacional para su despliegue e implementación, y del Fondo de Afectación Específica, destinado a financiar a proyectos de fabricantes de equipamiento y proveedores de bienes y/o servicios de alto contenido tecnológico de la cadena de valor del H2 de bajas emisiones. 

Este último estará constituido por aportes de los beneficiarios del régimen (0,5% del monto total de la inversión declarada), el recupero de capital e intereses de las financiaciones otorgadas; dividendos y utilidades percibidas por la titularidad de acciones o participaciones en los proyectos elegibles e ingresos provenientes de su venta, recursos producidos por sus operaciones, renta, fruto e inversión de los bienes fideicomitidos y aportes de organismos e instituciones nacionales, internacionales o multilaterales de crédito y fomento al desarrollo, la transición energética y la descarbonización.

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XM informa el cronograma de la subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme

En XM operamos el Sistema Interconectado Nacional, SIN, y administramos el Mercado de Energía Mayorista, MEM, sumando esfuerzos con los diferentes actores para entregar a los colombianos la mejor energía: confiable, eficiente y competitiva.

En nuestro rol de Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, somos administradores de la subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme para el período que va desde el 1° de diciembre de 2027 hasta el 30 de noviembre de 2028. En cumplimiento de lo establecido en la Resolución CREG 101 034A del 2022, publicamos el cronograma con las obligaciones y los plazos para la realización de dicha subasta.

A continuación, presentamos el cronograma:

Responsable
Actividad
Fecha límite

CREG
Definir inicio – Dia “D”. Publicación de la Resolución CREG 034A del 2022 en el diario oficial.
15/02/2023

ASIC
Publicar Cronograma Subasta año 2023 (Resolución CREG 101 34A de 2022, Artículo 2, Parágrafo 3).
22/02/2023

Participantes de la Subasta
Declarar información de retiro de la subasta de plantas o unidades Existentes.
15/03/2023

Participantes de la Subasta
Realizar declaración de interés.
24/05/2023

Participantes de la Subasta
Realizar declaración de parámetros para el cálculo de la ENFICC.
24/05/2023

ASIC
Solicitar aclaración sobre las declaraciones de interés y de parámetros.
15/06/2023

Participantes de la Subasta
Dar respuesta a las solicitudes de aclaración sobre las declaraciones de interés y de parámetros solicitadas por el ASIC.
23/06/2023

ASIC
Publicar el Precio Unitario (PU) que utilizará el ASIC para estimar la máxima cantidad de energía que un participante podrá ofertar en la subasta.
23/06/2023

ASIC
Comunicar individualmente a los participantes de la subasta la ENFICC Máxima Calculada por el CND con los parámetros declarados.
30/06/2023

ASIC
Contratar el auditor de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme.
30/06/2023

ASIC
Elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas, los cuales deberán ser puestos a consideración de la CREG.
30/06/2023

Participantes de la Subasta
Solicitar aclaraciones al cálculo de la ENFICC Máxima realizada por el CND.
10/07/2023

CND/ASIC
Revisar y dar respuesta a la solicitud de aclaraciones de la ENFICC Máxima.
17/07/2023

ASIC
Calcular el Costo Promedio de referencia de Combustibles (CPC) por combustible declarado.
17/07/2023

ASIC
Verificar el cumplimiento de lo dispuesto en el Artículo 23, de la Resolución CREG 101 024 de 2022.
17/07/2023

Participantes de la Subasta
Declarar los Costos Variables de Combustible Estimados -CVCE- por parte de los participantes de la subasta que representen plantas o unidades de generación térmicas nuevas, especiales o existentes con obras, que deseen tener asignaciones de OEF.
17/07/2023

Participantes de la Subasta
Reportar los costos de combustibles para el cálculo del CPC y el CVCE del EIA (U.S. Energy Information Administration), Platts o curvas forward de mercados internacionales líquidos de los combustibles que mejor apliquen al caso del participante de la subasta con estas opciones, para las cuales no se tenga información declarada en el ASIC para generadores térmicos sobre costos de combustibles, tales como Gas Natural Importado o GLP nacional o importado para generación térmica.
17/07/2023

Participantes de la Subasta
Entregar garantía para amparar la participación en la subasta (Garantía de Seriedad de la oferta).
17/07/2023

Agentes del MEM
Entregar por parte de los agentes del MEM que representen comercialmente a plantas no despachadas centralmente la siguiente información:

1.  Registro del agente en el SUICC.

2.                  Declaración en la que los agentes generadores que representen plantas no despachadas centralmente informen si tienen registrados ante el ASIC contratos en los que suministren energía para cubrir demanda del período de vigencia a subastar.

17/07/2023

Participantes de la Subasta
Enviar al ASIC, una manifestación suscrita por la persona natural o el representante legal de la persona jurídica, mediante la cual certifique, sin ambigüedades, el compromiso de cumplir lo dispuesto en el Artículo 36 de esta resolución.

Solamente para los representantes de plantas y/o unidades de generación térmica que aspiren recibir asignación de OEF.

17/07/2023

Participantes de la Subasta
Declarar toda la información necesaria para que el ASIC calcule la ENFICC No Comprometida.
17/07/2023

ASIC
Realizar solicitudes de aclaración sobre información necesaria para el cálculo de la ENFICC No Comprometida.
25/07/2023

ASIC
Realizar solicitudes de aclaración sobre las declaraciones de contratos de plantas no despachadas centralmente realizadas por los Agentes.
25/07/2023

Participantes de la Subasta
Dar respuesta a la solicitud de aclaración que tenga el ASIC de la información necesaria para el cálculo de la ENFICC No Comprometida.
1/08/2023

Agentes del MEM
Dar respuesta a la solicitud de aclaración que tenga el ASIC por parte de los representantes de plantas no despachadas centralmente.
1/08/2023

ASIC
Publicación del Costo del Entrante (CE).
1/08/2023

ASIC
Poner en operación y mantener el sistema de recepción de ofertas.
1/08/2023

Participantes de la Subasta
Declarar retiro dependiente del Costo del Entrante (CE), de acuerdo al Artículo 29 de la Resolución CREG 024 de 2022.
1/08/2023

ASIC
Solicitar aclaración sobre las declaraciones de retiro dependiente del Costo del Entrante (CE).
3/08/2023

Participantes de la Subasta
Dar respuesta a la solicitud de aclaración de retiro dependiente del Costo del Entrante (CE) que tenga el ASIC.
9/08/2023

ASIC
Comunicar a los participantes lo relacionado en el Artículo 26 de la Resolución CREG 101 024 de 2022.
9/08/2023

ASIC
Publicar en la página del SUICC la ENFICC agregada y el número total de proyectos de generación habilitados.
9/08/2023

ASIC
Enviar una comunicación a todos los participantes de la subasta recordando el día y el período de recepción de ofertas.
14/08/2023

CREG
Entregar la función de demanda.
16/08/2023

ASIC
Recibir ofertas para participar en la subasta.
16/08/2023

ASIC
Realizar el proceso de adjudicación de la subasta.
16/08/2023

ASIC
Publicar los resultados de la subasta.
17/08/2023

Auditor Subasta
Remitir a la CREG y publicar en el SUICC Informe del Auditor una vez finalizada la subasta.
24/08/2023

Participantes de la Subasta
Entregar contratos de combustible o garantías de cumplimiento.
7/09/2023

ASIC
Solicitar aclaraciones sobre la información entregada en el ítem anterior.
21/09/2023

Participantes de la Subasta
Dar respuesta a las solicitudes de aclaración realizadas por el ASIC en el ítem anterior.
28/09/2023

ASIC
Comunicar a los participantes lo dispuesto en el Artículo 39 de la Resolución CREG 101 024 de 2022.
5/10/2023

ASIC
Expedir las certificaciones de la Asignación de Obligaciones de Energía Firme.
12/10/2023

“Esta es la cuarta ocasión en la que en nuestro país se realiza una subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad para asegurar la expansión futura de generación y con ello, la confiabilidad del servicio. En XM tendremos a cargo la administración como en las anteriores versiones.

La primera vez fue en el año 2008 para la vigencia que inició en diciembre de 2012, la segunda fue en 2011 para la vigencia que inició en diciembre de 2015 y la tercera fue en 2019 para la vigencia que inició en diciembre de 2022. En cada una de ellas, XM ha sido garantía de un proceso que se lleva a cabo con la transparencia e independencia requerida”, informó Cecilia Maya Ochoa, Gerente del Mercado de Energía Mayorista de XM.

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ANES ve con buenos ojos el plan Sonora pero advierte muchos asegunes

El presidente López Obrador inauguró el pasado 17 de febrero la primera fase de la Central Fotovoltaica Puerto Peñasco, enmarcada en el Plan Sonora, un megaproyecto de generación de electricidad solar en la ciudad homónima.

De acuerdo al Gobierno, la primera etapa cuenta con 120 megavatios (MW) de capacidad y en su etapa final, tendrá una capacidad de mil MW previstos para el 2027, con una inversión final de 48 mil millones de dólares.

En exclusiva con Energía Estratégica, el secretario de Asuntos Internos de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), Javier Romero Durand, destaca: “Cualquier inversión en energía fotovoltaica está muy bien vista en el país, sin embargo, el Plan Sonora tiene sus asegunes. Solo en esta primera etapa, el gasto ya asciende a más de la mitad del presupuesto final teniendo en cuenta el terreno, las líneas de transmisión, los estudios, etc”.

“El costo por watt es un presupuesto bastante alto, pero siempre las iniciativas gubernamentales, en este caso del gobierno de Sonora y la Comisión Federal de Energía (CFE), tienden a ser más costosas por sus propios requisitos y por el dinamismo del financiamiento del proyecto”, agrega.

El Plan Sonora apunta a fortalecer las cadenas de suministro del estado del norte con Estados Unidos y fomentar la fabricación de vehículos eléctricos y la construcción de grandes centrales de energía verde, además de promover la producción asociada de litio para baterías.

La CFE adelantó que ya se tienen las posibles ubicaciones para otras cinco plantas solares en Sonora: San Luis Río Colorado, Caborca, Fundición, Navojoa y Puerto Peñasco.

Estas cinco centrales generarían 10,510 GWh, esto equivale a iluminar 2.5 millones de hogares en México. También se abarcarían aproximadamente 6,000 kilómetros circuito para poder contar con las herramientas de sustitución o reserva de capacidad que prestan el resto de centrales generadoras.

Para el especialista, es erróneo considerar al estado de Sonora como el potencial solar de México: “Se está colocando en un Estado que tiene muchos proyectos solares pero no tiene tanto consumo por lo que habrá problemas tanto para las líneas de transmisión como de distribución. Se debería distribuir ese potencial solar en lugares donde también hay consumo”.

Por otro lado, le parece positivo la creación de la línea de transmisión en corriente directa hacia Baja California Sur, ya que es un estado que sufre problemas de electricidad porque no se ha interconectado al resto de la red nacional.

Era necesario construir líneas de transmisión que fortalezcan el corredor del noroeste (Baja California, Sonora, Sinaloa) para desahogar la generación renovable del estado de Oaxaca.

“No es un mal plan, es muy desafiante, pero hay que verlo aisladamente. Es un gran proyecto local, pero a nivel nacional nos quedamos cortos ya que es prácticamente lo único que se ha lanzado últimamente en materia de energías renovables”, añade.

Falta de participación privada en el Plan Sonora

Como en la mayoría de sus proyectos los gobiernos necesitan la participación del sector privado. En este caso licitaron las partes del interproyecto para el procurement de los equipos y la construcción, donde se generarían alrededor de 2 mil empleados.

No obstante, Romero afirma que al estar todo muy regulado por la CFE, tampoco tiene mucho juego de iniciativa privada.

“Habría lugar para un plan Sonora en manos del sector privado pero debería estar ubicado en la zona metropolitana. En el sureste del país también habría posibilidades pero es un error concentrarlo todo en un solo hotspot. Hay que pensar al menos 10 o 12 y a partir de eso hacer la inversión”, insiste.

Cabe destacar que los nuevos parques solares en el estado se construirán con financiamiento respaldado por Estados Unidos a tasas preferenciales y esa deuda será asumida de manera directa por México. Esto permitirá a la estatal CFE ser dueña de grandes parques solares sin aumentar su deuda.

En este sentido, el analista argumenta: “Como el dinero y el financiamiento es escaso preferiría que se apostara todavía más por la generación distribuida que no requiere esta gran inversión en transmisión y distribución”.

 

El potencial de la generación distribuida

Para Romero, un cinturón de energía solar como México debe estar mucho más enfocado en la generación distribuida que en proyectos como el Plan Sonora.

México tiene un potencial mucho más alto en generación distribuida de lo venimos logrando. Se obtienen aproximadamente 500/600 megas anuales de generación distribuida que sería menos de lo que va a estar produciendo ese parque”, explica.

“Estando a nivel nacional. el potencial que tiene la generación distribuida, sería alrededor de 30.000 megas a lo largo y ancho del país. Suponiendo que obtenemos la mitad de ello sería fenomenal considerando que actualmente las energías renovables representan apenas 6.000 MW”, añade.

De acuerdo al representante de ANES, se puede distribuir la energía a lo largo y ancho del país aprovechando la infraestructura, ya que México tiene muchos circuitos que casi no cuentan con generación distribuida y “sería bueno aprovecharlos”.

Según Romero Durand, el gobierno también podría renovar esfuerzos en programas de generación distribuida sobre todo para las clases bajas que tienen problemas con el suministro de electricidad.

“En vez de darles un bono, deberían transformar ese subsidio en financiamiento con apoyo gubernamental para que la gente adquiera su propio sistema sin afectar la rentabilidad del público. Esto nos ayudaría a salir de la famosa pobreza energética de México”, argumenta.

 

Problemas en el sector fotovoltaico a nivel utility scale 

El especialista advierte cierto estancamiento a gran escala por falta de otorgamiento de permisos y habilitaciones por parte del Gobierno.

“El tema siguen siendo los permisos. La reforma energética puso énfasis en los proyectos de gobierno y no importando la tecnología. Esta apuesta por los proyectos en los que la CFE tenga el 55% de la generación no ha ayudado mucho a los proyectos de gran escala”, asevera .

No obstante, el secretario de Asuntos Internos de ANES, insistió en que no hay que pensar tanto en gran escala, sino que se debe apostar en tecnologías como la generación distribuida, almacenamiento, micro redes y electro movilidades a futuro.

“Seguir impulsando grandes parques a la larga podría ser un error que nos  va a costar caro por el nivel de inversión que se requiere para la construcción. Si vamos a hacer proyectos de gran escala que estén cerca de los centros de consumo”, concluye.

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Cox Energy Group presentó una oferta para adquirir los activos de Abengoa

Cox Energy presenta su oferta de adquisición por Abengoa el pasado lunes 9 de enero en el Tribunal de Instancia Mercantil de Sevilla (Sección 3ª). Esta oferta se presenta dentro del plazo de recepción de ofertas habilitado por el juzgado con relación al concurso de acreedores en el que entraron treinta y tres filiales de Abengoa el pasado 10 de noviembre de 2022.

La oferta presentada por Cox Energy plantea adquirir todas las áreas de negocio y el corporativo de Abengoa presentando un plan industrial sólido que garantiza la viabilidad de la compañía a corto, medio y largo plazo.

Este plan industrial permite garantizar los más de 9.505 puestos de trabajo, mantener la sede social en Sevilla, a la vez que aprovecha la complementariedad geográfica de ambas organizaciones, extendiendo la presencia de Abengoa a aquellos países donde Cox está ya presente, como por ejemplo en mercados como Norteamérica, Colombia, Centroamérica y Caribe.

El objetivo final es conformar un grupo líder de ingeniería a nivel mundial.  Esto es posible gracias a que Cox es una compañía industrial española, con un accionariado estable y una solvencia contrastada, que cuenta con presencia global centrada en el sector de la energía.

La actividad de la organización en España y en Latinoamérica, sobre todo en Chile, permite plantear un plan financiero e industrial para los próximos tres años con cargas de trabajo inmediatas y en firme por valor de más de 3.200m de euros, bajo el esquema de “Cost-plus” con rentabilidad garantizada para Abengoa.

Estos proyectos inmediatos se incrementarán con una nueva cartera de proyectos de gran visibilidad para el período 2026-2030, que representarán igualmente carga de trabajo que Cox Energy aportará a Abengoa de forma directa bajo el mismo esquema de rentabilidad garantizada.

“Esta es una oferta meditada que nace de un análisis profundo de Abengoa realizado en las últimas semanas, junto con nuestros asesores financieros y legales, Arcano y Medina Cuadros Abogados, a partir de reuniones con el equipo directivo de Abengoa, la representación sindical de los trabajadores, y los principales acreedores financieros”, afirma el Presidente y socio fundador de Cox Energy, Enrique Riquelme.

Y agrega: “Estas conversaciones nos han permitido entender la realidad financiera y operacional de la compañía, y de esta forma, presentar una propuesta sólida, que se acompaña de un plan industrial que maximiza las capacidades complementarias de ambas compañías, garantizando el futuro de Abengoa”.

Riquelme destaca que en Cox “somos conscientes de las dificultades financieras que atraviesa Abengoa (necesidad de liquidez a corto plazo y de avales para ejecutar su plan de negocio) pero estamos convencidos de que nuestra propuesta constituye la solución de presente y futuro para Abengoa y el inicio de una nueva etapa donde la compañía vuelva a ser un referente en España y en el extranjero”.

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Innergex inicia la construcción de su segundo parque de baterías BESS en Atacama

Jaime Pino, gerente general de Innergex en Chile, expresó su satisfacción por el inicio de la construcción de este segundo parque de baterías, el que viene a aportar flexibilidad, adaptabilidad y seguridad al sistema eléctrico chileno.

“La materialización de este segundo parque de baterías es la constatación de nuestro alto interés por contribuir con el desarrollo del sector eléctrico chileno, aportando con esta tecnología que no solo viene a complementar la cada vez más creciente inyección de energía renovable en el sistema, sino que también a sentar las bases para un mercado seguro y eficiente”, dijo el alto ejecutivo de la generadora de energías renovables.

Y sumó: “Como Innergex estamos convencidos de que este aporte es un importante aliado para el desarrollo sustentable del país, tenemos un férreo compromiso con el impulso de las energías limpias, multitecnológicas y geográficamente diversificado, como uno de los pilares que sostengan este camino hacia la transición energética y la carbono neutralidad”.

El sistema de almacenamiento de energía o BESS tiene por objeto balancear la producción eléctrica, almacenando la energía producida en las horas de mayor disponibilidad solar y menor demanda hacia las horas de mayor demanda y baja o nula producción solar.

Así, las baterías de ion litio son usadas para hacer renewable shifting, es decir, estas se cargan a partir de la producción solar de la planta PV San Andrés y se descargan en horario de mayor valor o escasez de energía, aportando en cada carga alrededor de 5 horas de energía.

Cabe señalar que BESS San Andrés es el segundo parque de baterías que Innergex construye en el país. El primero es BESS Salvador, que actualmente se materializa en terrenos donde se ubica la planta solar fotovoltaica Salvador, de 68 MW, en la comuna de Diego de Almagro, Región de Atacama, y que aportará al sistema una capacidad de almacenamiento de 50 MW/250 MWh.

La construcción de BESS Salvador, con una inversión de US$72,5 millones, se encuentra en un 74% de avance. Se tiene contemplado que ambos parques de baterías ingresen a operaciones a fines de 2023. Desde más de 30 años, Innergex ha creído en un mundo en el que la abundancia de energías renovables promueve comunidades más saludables y produce prosperidad compartida.

Como productor de energía 100% renovable que posee, desarrolla, adquiere y opera plantas hidroeléctricas, eólicas, solares y de almacenamiento de energía, Innergex está convencido de que la generación de energía de fuentes renovables liderará el camino hacia un mundo mejor. Innergex posee una capacidad instalada bruta de 4.184 MW en Canadá, Estados Unidos, Francia y Chile, y gestiona un gran portafolio de activos de alta calidad.

Su enfoque de la creación de valor para los accionistas se basa en generar flujos de caja sostenibles, proporcionar retornos sobre la inversión de capital atractivos y adaptados al riesgo, y distribuir dividendos estables.

En Chile, Innergex opera las centrales hidroeléctricas Licán, de 18 MW, en la comuna de Río Bueno, Región de Los Ríos; Guayacán, de 12 MW, en la comuna de San José de Maipo, Región Metropolitana; Mampil, de 55 MW, y Peuchén, de 85 MW, en las comunas de Santa Bárbara y Quilleco respectivamente, Región del Biobío; los parques eólicos Sarco, de 170 MW, en la comuna de Freirina, Región de Atacama, Cuel, de 33 MW, en la comuna de Los Ángeles, en la Región del Biobío, y Aurora, de 129 MW, en la comuna de Llanquihue, Región de Los Lagos; la Planta Termosolar Pampa Elvira, de 34 MW, en la comuna de Sierra Gorda, Región de Antofagasta; la Planta Solar Fotovoltaica Salvador, de 68 MW, en la comuna de Diego de Almagro, Región de Atacama; el Parque Solar San Andrés, de 50,6 MW, en la comuna de Copiapó, Región de Atacama, además de los citados parque de baterías BESS de 50 MW/250 MWh en Salvador, actualmente en construcción, y del parque de baterías BESS de 35 MW/175 MWh en San Andrés, también en construcción.

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Más proyectos renovables ingresaron al Servicio de Evaluación Ambiental de Chile

El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Chile recibió la solicitud de 18 proyectos renovables en lo transcurrido del corriente año, que se reparten entre la construcción de nuevas plantas de generación (con o sin almacenamiento) e infraestructura eléctrica correspondiente o la ampliación de centrales ya existentes. 

Los emprendimientos suman 887,86 MW de capacidad (sin contar storage), por inversiones cercanas a los 911,66 mil millones de dólares. Y de los dieciocho parques, casi todos son fotovoltaicos y sólo uno eólico, todos en calidad de “calificación” en el sistema. 

Además, siete plantas solares contemplan la incorporación de sistemas de almacenamiento de energía en baterías y cinco también prevén obras subestaciones eléctricas y/o líneas de transmisión en media y alta tensión. 

A continuación, desde Energía Estratégica repasamos los dieciocho parques renovables que solicitaron la aprobación del estudio de impacto ambiental durante estos primeros dos meses del 2023. 

PS Llanos de Marañón

La central de la empresa homónima es la de mayor potencia de la lista en cuestión, ya que contará  con  819.801 módulos monocristalinos bifaciales que sumarán 458 MW de capacidad, un sistemas de baterías y una subestación elevadora 33/220 kV y redes de baja y media tensión soterradas, por lo que la inversión ascenderá a MMUSD 372.

El proyecto se ubicará aproximadamente a 4 kilómetros al noreste del centro de la ciudad de Vallenar y un segmento de 1,5 km estará en la comuna de Freirina, en el sector de la Subestación Nueva Maitencillo. 

PS Oro y Cielo

Acciona Energía solicitó la aprobación en el SEA para una planta solar de 107,5 MWp. Asimismo, se prevé la construcción de una SE de 33/220 kV y una línea de transmisión de 2×220 kV, de aproximadamente 5,6 km de extensión. Obras que estarán localizadas en las comunas de Til-Til y Colina, en la Región Metropolitana, en un área total de 167 ha. 

Para la fase de construcción se ha considerado una duración de 14 meses, la fase de operación será de 30 años y la fase de cierre tendrá una duración de 6 meses. 

Arboleda Solar

El emprendimiento de la firma Guanaquito Solar SPA consta de un parque fotovoltaico de 97,48 MW, con un sistema de almacenamiento mediante baterías, en una superficie de 173,66 ha y una LT de alta tensión (LAT) de 66 kV para inyectar el aporte energético al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), localizadas en la comuna de Teno, provincia de Curicó, perteneciente a la región del Maule. 

Solar Ray I

Emplazado en la región de Comuna de Puchuncaví, región de Valparaíso, la compañía homónima desea avanzar en el montaje de 82.089 paneles (total de 50 MW) y 12 centros de transformación, que se repartirán entre el área de generación (6 de 6 MVA) y los bancos de batería (4 centros de 6 MVA en el BESS 1 y 2 de  6 MVA en el segundo sistema de almacenamiento). 

Parque Fotovoltaico Cormorán

Compuesto por 6 unidades de generación, el PS de la comuna Constitución tendrá una potencia total instalada de 24 MWp, sumado a un sistema de baterías con capacidad de 8 horas de almacenamiento, y una línea de evacuación de media tensión en 23 kV de 1,54 kilómetros. 

Leona del Agua II

Por otro lado, este proyecto consiste en la construcción y operación de un parque fotovoltaico de 33.410 paneles en la comuna de Quilleco, por una inversión cercana a los MMUSD 17. El mismo inyectará su energía generada a la red de distribución y se construirá a lo largo de dos etapas (21996 módulos en la primera fase y 11414 en la segunda), para finalmente llegar a 18,3 MW de capacidad. 

FV Ñuble

La firma Carmen Solar dio ingreso al sistema de tramitación ambiental a un emprendimiento de PMGD con generación y almacenamiento de energía eléctrica, con 18750 paneles solares y 4 bancos de batería 2 MWh cada uno. Es decir que la potencia instalada en módulos FV será de 10.8, mientras que el almacenamiento de energía alcanzará 8 MWh, extendiendo la inyección de energía en el horario nocturno. 

Parque Eólico Vergara

Es el único de esta extensa lista que tendrá aerogeneradores. Puntualmente serán seis equipos con una potencia de hasta 7,2 MW cada uno que, en conjunto, poseen una potencia nominal total de hasta 43,2 MW, lo que representará una inversión cercana a los MMUSD 65. 

La energía eléctrica producida en los aerogeneradores será evacuada a través de una línea eléctrica de media tensión de 23 kV y 3.722 metros de longitud de los cuales 2.564 metros corresponden a la proyección aérea de la línea eléctrica y 1.151 metros a una proyección soterrada de la misma. Esta línea eléctrica unirá el parque eólico con una subestación eléctrica existente en el territorio, denominada Subestación Eléctrica Nahuelbuta de 23/66 kV. 

Más generación fotovoltaica

Además de los proyectos mencionados, existen otras 9 centrales de mediana escala que pretenden incorporar 69,62 MW, desde nuevas construcciones, ampliaciones o, incluso, una planta híbrida: 

PS Altair, de 10,87 MW en la comuna de Mulchén
PS Aris, de 10,87 MW en Bulnes
PFV Zorzalito, de 9 MW y 3 MW de almacenamiento en Vallenar3
FV Aldea, de 8,37 MW y 8 MWh de storage en Chillán
PFV Salares Norte, prevé añadir 7,7 MW a una central diésel ya existente en Diego de Almagro
PFV El Roble, de 7 MW con almacenamiento (no especifica) en Llay Llay
PS Alfa, de 6,01 MW de capacidad en la comuna de Buin
PS El Milagro, de 6 MW y una línea de media tensión en 15 kV en Doñihue
Ampliación de 3,8 MW de la central fotovoltaica Faro de El Triunfo, con la llegaría a 10 MW en Coquimbo.

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Javier Campillo, director del IPSE: “La reindustrialización de Colombia es la clave de la Transición Energética Justa”

En el marco del Foro de la Universidad Javeriana “Colombia 2040: Oportunidades y Desafíos en Ingeniería”, el director del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas- IPSE-, Javier Campillo, participó como panelista para exponer la línea que tiene la Transición Energética Justa a la que le apuesta el Gobierno del Cambio.

“Tal como se plantea en el programa de Gobierno, debemos transitar de una economía extractivista a una economía productiva, bajo un principio de gradualidad, soberanía y confiabilidad, los cuales buscan sustituir progresivamente las fuentes energéticas fósiles por unas menos contaminantes como las renovables, con el fin de diversificar la matriz energética y asegurar la soberanía de la misma en el país”, explicó Campillo.

En el panel de Transición Energética también participaron Francesco Bertoli, responsable de infraestructura y redes de Colombia ENEL; David Ospina, director de Planeación Financiera de DIELCO, Juan Daniel Rueda, gerente de Nuevas Energías de Terpel; y moderó Diego Patiño, director del Departamento de Ingeniería de la Universidad Javeriana.

“Colombia tiene un reto a 2040 y es la reindustrialización de nuestro país, que es la clave de la Transición Energética Justa.  Debemos cambiar ese modelo de importar y repensarnos el país para comenzar a fabricar. No vernos como usuarios de energía sino como desarrolladores de ella. Tenemos un gran potencial en de energías renovables no convencionales y  el camino es el trabajo articulado e inclusivo entre el sector público, privado, académico y las comunidades”, afirmó el director del IPSE.

El funcionario hizo énfasis en que uno de los pilares de la Transición Energética Justa es la inclusión participativa e incidente de las comunidades que viven en las zonas más apartadas y olvidadas del país. El objetivo es impactar en el desarrollo territorial a través del impulso de proyectos productivos locales que generen un crecimiento orgánico.

“¿Cómo le brindamos el servicio a aquellas familias que aún no cuentan con energía eléctrica? Las Comunidades Energéticas son un buen ejemplo de lo que se puede hacer poniendo los recursos distribuidos al servicio de estas poblaciones”, agregó el gerente de Nuevas Energías de Terpel.

Por su parte, el director de planeación de DIELCO expresó: “hay que invertir en la reindustrialización del país para atacar la pobreza, hay que llegar a las regiones con empleo, se debe hablar de equidad energética y aumentar la productividad nacional para llegar a mercados internacionales”.

“Tenemos previsto invertir en Colombia 7 billones de pesos en los próximos 3 años en nuevos proyectos renovables y modernización de las redes. Acabamos de presentarle a la UPME que solo en el departamento de Cundinamarca tenemos 6 mil megavatios de potencial solar atrapado, porque requiere una inversión en redes. Para desencadenar se requiere crear nuevas subestaciones.  Son datos importantes que demuestran el desafío para entidades privadas y públicas, y academia”, afirmó el responsable de infraestructura y redes de Colombia ENEL.

Entre las conclusiones finales se expresó que a Colombia le queda un reto enorme que debe ser entre sectores privado, público y la academia, que lleve al país a una transición justa, equitativa e incluyente que promueva un modelo sostenible de desarrollo económico del país.

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MaquinAr: “En 2023 esperamos duplicar nuestras operaciones on line”

El presidente de MaquinAr, Oscar Tantucci, dio a conocer cuáles son las metas fijadas por la compañía para 2023. En este sentido destacó el rol de la empresa y sostuvo: “Para este año nos hemos fijado como objetivos principalmente consolidar la estructura comercial de gestores en todo el país y en nuestra casa central”. El Marketplace proyecta duplicar sus operaciones online en 2023.

En MaquinAr hay más de 2000 equipos usados que se pueden comprar desde cualquier punto del país. La oferta está compuesta por grúas, plataformas, torres de iluminación, excavadoras, autoelevadores y maquinaria utilizada por los sectores de Oil & Gas, construcción, vialidad, agricultura y mantenimiento, entre otros. En la sede de la compañía ubicada en Don Torcuato, se exhiben algunos equipos y también se brinda asesoramiento personalizado a quien lo necesite.

Sobre esto, Tantucci indicó que “los clientes que necesitan vender o comprar equipos usados encuentran en un solo lugar todo lo que necesitan para poder satisfacer sus necesidades de compraventa. De un modo sencillo e intuitivo”.

A su vez, explicó que “pueden encontrar en nuestro marketplace los productos divididos en 36 categorías con fotos y videos de los mismos, descripción, informe de la documentación, empresas logísticas, empresas de gestoría para gestionar la documentación talleres zonales para la revisión e inspección, financiación bancaria y/o de terceros, taller de reparación y puesta a punto en nuestra casa central, y consignación física en nuestras dos sucursales”.

Los equipos

Todos los equipos que están publicados cuentan con certificación Worklift, que garantiza el buen estado de los mismos. En el marketplace también se puede participar de subastas a cargo de la empresa Adrián Mercado.

En 2023, MaquinAr concentrará sus inversiones en talleres de reparación y pintura en su sede central, y en difusión a través de sus canales digitales y redes sociales.

Pasos a seguir

Asimismo, la compañía seguirá avanzando en acuerdos estratégicos con algunos partners que permitan aumentar su influencia en distintas zonas del país, detectando necesidades de bienes de capital en las distintas regiones según la actividad desarrollada. Con una facturación de 10 millones de dólares en operaciones cerradas en su primer año de actividad.

También profundizará las inversiones en capacitación tanto en gestión comercial como en producto, técnico y documental con el objetivo de que los gestores comerciales puedan dar respuestas a todas las inquietudes de los clientes, y asesorarlos en la compra o venta de sus equipos en todo el país.

Sobre esto, el presidente de la compañía expresó que “estas inversiones contribuyen al desarrollo del sector porque los clientes encuentran en un solo lugar, sin pérdida de tiempo, con un mejor asesoramiento, con mayor facilidad, variedad de equipos en distintas zonas geográficas en caso de querer comprar o vender sus equipos”. “MaquinAr es una herramienta que ayuda simplificando los tiempos e impacta en la productividad de cada compañía, ya que se pueden concentrar en lo que ellos saben hacer que son sus negocios, y nos deja a nosotros encontrarle el mejor comprador o vendedor dependiendo el caso”. precisó.

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, Redaccion EconoJournal

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Por qué EMESA le devolvió áreas petroleras al Estado mendocino

La Empresa Mendocina de Energía cedió sus derechos sobre ocho áreas petroleras que, a la luz de los hechos, no se desarrollarán al menos en el corto y mediano plazo. La Empresa Mendocina de Energía (EMESA) dejó sin efecto la transferencia de derechos que había realizado la Provincia año atrás sobre ocho áreas petroleras que, al fin y al cabo, no se desarrollarán al menos en el corto y mediano plazo. En otras palabras, la empresa provincial de energía devolvió al Estado mendocino el control de las áreas petroleras CC y B – 17 C; Pampa del Tigre; General Alvear; […]

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Genneia obtuvo nuevo financiamiento para la construcción de tres proyectos renovables

La firma obtuvo nuevos fondos de entidades financieras internacionales para emplazar dos parques eólicos y uno solar fotovoltaico. Serán usados para la construcción, operación y mantenimiento de los desarrollos. La principal empresa de energías renovables del país, Genneia, obtuvo financiamiento de la mano de entidades internacionales para la construcción, operación y mantenimiento de tres proyectos verdes que se emplazarán en el país. Se suma a la exitosa colocación de bonos verdes que concretó la firma recientemente. Según detallaron desde la compañía, suscribieron un contrato de préstamo por hasta la suma de 85 millones de dólares. Así lo confirmaron a través […]

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Empresa china, interesada en fabricar en Jujuy insumos para la producción de carbonato de litio

Gerardo Morales se reunió con ejecutivos de la empresa china Tsingshan Holding para avanzar en el acuerdo de radicación en Jujuy del grupo asiático interesado en fabricar insumos para la producción de carbonato de litio. El gobernador de Jujuy, Gerardo Morales acompañado del ministro de Desarrollo Económico y Producción de la provincia, Juan Carlos Abud se reunieron con ejecutivos de la región de Tsingshan Holding Group Co., Ltd, encabezados por David Chen, vicepresidente de Tsingshan Sudamérica y Santiago Bustelo, Senior Manager de la región, para concretar un acuerdo que posibilite la radicación de la empresa china en Jujuy. El ministro […]

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Morgan Stanley elevó sus proyecciones de la demanda de crudo

El banco incrementó en un 36% sus proyecciones de crecimiento para la demanda petrolera en el 2023, pero advirtió los peligros del aumento de la oferta rusa. Morgan Stanley elevó sus proyecciones de crecimiento de la demanda mundial de petróleo para este año en torno a un 36%, citando el creciente impulso de la reapertura china y la recuperación de la aviación, pero señalando el aumento de la oferta rusa como factor compensatorio. Ahora se espera que el consumo mundial de crudo aumente en torno a 1,9 millones de barriles diarios (bpd), frente a su anterior previsión de 1,4 millones […]

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Tarifas de gas: habrá aumentos superiores al 50% desde marzo

Los comercios e industrias tendrán incrementos mayores, que podrían superar el 70%; será el último incremento en el año. Las tarifas de gas volverán a subir con fuerza a partir de marzo, pero será el último incremento en el año. El Gobierno tiene decidido no solo aumentar el valor del costo del gas que pagan los usuarios (y que permite reducir los subsidios), sino que también se les autorizará incrementos de sus ingresos a las empresas distribuidoras y transportistas, donde operan Metrogas, Naturgy, Camuzzi, TGN y TGS, entre otras. El incremento final para usuarios residenciales será de entre 39% (para […]

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San Luis: Vecinos de Santa Rosa del Conlara y Merlo se preparan para recibir el gas natural en sus casas

Los vecinos de los barrios 110 y 17 Viviendas de Santa Rosa del Conlara y San Agustín y 272 Viviendas de Villa de Merlo, se reunieron días atrás con funcionarios del Ministerio de Obras Públicas e Infraestructura para asesorarse y despejar dudas sobre la instalación de gas en sus domicilios. Miguel Morales, más que como vecino de Santa Rosa se define como un nativo. Nació en la localidad y vivió durante varios años en la Patagonia argentina, hace 18 años decidió volver a su tierra y quedarse en San Luis. “A veces la gente no se da cuenta de la […]

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Mendoza: Cambian el pliego de licitaciones en áreas petroleras

Para cambiar las base y condiciones de las licitaciones en Mendoza, el Departamento de Hidrocarburos solicitó una consulta pública. La fecha límite para las opiniones es el martes 14 de marzo. El gobierno de Mendoza se está moviendo con su plan para cambiar el pliego de bases y condiciones en anticipación de las próximas subastas del sector petrolero. En este sentido, pidió una consulta pública para que aquellos que estuvieran interesados puedan evaluar y tomar una decisión durante todo el mes de marzo. La Dirección de Hidrocarburos formalizó la llamada a través de la disposición 6 de este año, que […]

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San Juan fortalece el desarrollo energético con un nuevo parque solar que abastecerá a 50 mil hogares

El gobernador Uñac firmó con autoridades nacionales un convenio para avanzar en el proyecto de construcción del Parque Fotovoltaico Alfa, el vigésimo primero con el que contará la Provincia. Durante la jornada de este miércoles, el gobernador Sergio Uñac encabezó la firma de convenios relacionados al nuevo parque solar en las instalaciones del EPSE. Estuvo acompañado por el secretario de Industria y Desarrollo Productivo, José Ignacio de Mendiguren y la presidenta del Banco de la Nación, Silvina Batakis. La firma de convenio se llevó a cabo entre Impsa y el EPSE, para el desarrollo del Parque Fotovoltaico Alfa. Suscribieron el […]

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Las Estaciones de Servicio bajaron 7 por ciento la facturación en los últimos cuatro años

A pesar de las crecientes ventas de combustible, la industria nunca se recuperará completamente de los efectos de la pandemia, la recesión y los precios congelados. El fuerte impacto de la pandemia y el ajuste a la baja del público de los precios del combustible en relación con otros factores económicos, particularmente en términos de salarios y otros gastos operativos necesarios, causaron una disminución del 7 por ciento en la facturación de la estación de servicio durante los cuatro años anteriores. Como se indica en el Informe Estadístico Nacional sobre Gastos Combustibles preparado por la firma consultora, las tendencias económicas […]

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Nuevo LNG Virtual Pipeline ™ operado por Galileo Technologies en Argentina

Con 9 Cryobox produciendo GNL a un promedio de 120 toneladas por día, suministramos una planta de energía ubicada en la provincia de Mendoza. Nuestra propuesta de soluciones modulares y a micro escala para la producción de GNL se presenta como una gran alternativa para las necesidades de las empresas. Dentro de este contexto, Galileo Technologies ha implementado una nueva tubería virtual ™ que suministra GNL a una planta de energía térmica en la región de Cuyo, Argentina. La planta de licuefacción se encuentra en las tierras de la compañía Transportador de Gas del Norte S.A. (TGN), al lado de […]

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Wintershall Dea apunta al liderazgo en gas y gestión de carbono

Mario Mehren, director general de Wintershall Dea, describió el 2022 como un año extremadamente complejo que trajo consigo importantes cambios para la compañía. Wintershall Dea decidió en enero que saldrá completamente de Rusia.

En su conferencia de prensa anual en Kassel, Alemania, Mehren comunicó que Wintershall Dea está enfocada en un crecimiento moderado de la producción de gas y petróleo, y en el desarrollo de su negocio de gestión del carbono e hidrógeno. “Wintershall Dea está en transición. Pasando de ser la compañía independiente líder en gas y petróleo en Europa, para convertirse en la compañía independiente europea líder en gas y gestión del carbono”. Según Mehren, las dos prioridades estratégicas de la empresa se vieron respaldadas el año pasado por importantes avances en los proyectos.

EL 2022 PUNTO DE INFLEXION

La guerra de agresión rusa marcó un punto de inflexión para la política internacional, los mercados energéticos europeos e internacionales y Wintershall Dea, afirmó Mehren. “Hemos sido claros en todo momento respecto a nuestra condena a la guerra. Sigo impactado y consternado por esta guerra y sus consecuencias para el pueblo ucraniano”.

En enero la empresa tomó la única decisión posible: Wintershall Dea saldrá completamente de Rusia de forma ordenada. “Seguir operando en Rusia ya no es sostenible”, indicó Mehren. “No hay vuelta atrás. No podemos esperar a que la situación mejore. Estamos saliendo de Rusia. Este capítulo de nuestra historia está cerrado”.

RESULTADOS SOLIDOS

La empresa registró pérdidas no monetarias extraordinarias de 7.000 millones de euros, la mayoría asociadas a su actividad en Rusia. No obstante, Wintershall Dea sigue siendo “fuerte y estable”, añadió Mehren. A pesar de la difícil situación del año pasado, este resultado se debe al buen rendimiento y al entorno de precios de las materias primas. Wintershall Dea cerró el 2022 con un EBITDAX de 5.900 millones de euros y ganancias netas ajustadas de 900 millones de euros, ambos sin considerar el segmento Rusia.

UNA ESTRATEGIA RESPALDADA POR EL AVANCE DEL PROYECTO

“Wintershall Dea mira de cara al futuro con una estrategia clara”, destaca Mehren. La empresa tiene dos prioridades estratégicas: crecimiento moderado de su negocio de E&P y desarrollo de sus actividades de gestión del carbono e hidrógeno.

En 2022, Wintershall Dea registró grandes progresos en ambos aspectos. La empresa incrementó la producción, incluyendo el campo petrolífero Nova en Noruega, y ha tenido éxitos en fusiones y adquisiciones, aumentando su participación en Reggane Nord en Argelia y pasando a ser parte del proyecto Hokchi en México. Wintershall Dea tuvo otro año positivo en cuanto a exploración, específicamente en Noruega, lugar donde la empresa participó en descubrimientos con un volumen bruto combinado estimado de 88 a 286 millones de barriles de petróleo equivalentes (bpe) recuperables.

La producción (excluida Rusia) se situó en 321.000 bpe diarios en 2022. Wintershall Dea prevé un crecimiento moderado de la producción para alcanzar a mediano plazo niveles de 350.000 – 400.000 bpe diarios; especialmente mediante nuevos aumentos de la producción en México, el norte de África y Noruega.

PROYECTOS DE CAPTURA Y ALMACENAMIENTO DE HIDROGENO

La compañía avanzó en su cartera de proyectos de descarbonización. “Nuestro objetivo es construir un negocio de gestión del carbono y del hidrógeno para eliminar potencialmente entre 20 y 30 millones de toneladas de CO2 al año de aquí al 2040. Esto equivaldría al sesenta por ciento de las emisiones de CO2 de la enorme industria siderúrgica alemana”.

En 2022, Wintershall Dea obtuvo su primera licencia de CAC en Noruega, la licencia “Luna”, estableció un proyecto con Equinor para conectar las emisiones industriales alemanas con el almacenamiento noruego de CO2, y trabajó en un centro de transporte de hidrógeno y CO2 en Wilhelmshaven (Alemania). En las próximas semanas, la empresa llevará a cabo la primera inyección de CO2 en Dinamarca como parte de la fase piloto del consorcio del proyecto Greensand.

“Juntos, estos proyectos tienen el potencial de marcar una diferencia real, descarbonizando la industria alemana y europea”, afirmó Mehren. “Ya estamos actuando. Transformando nuestro negocio. De ser la compañía independiente líder en gas y petróleo en Europa, a convertirnos en la compañía independiente europea líder en gas y gestión del carbono”.

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Mehren: “La Argentina tiene mucho potencial para pasar a una posición de exportador neto de gas”

Wintershall Dea reafirmó que su salida de Rusia es definitiva y que no habrá marcha atrás en esa decisión. La mayor petrolera independiente de Europa ahora pone el foco en convertirse en la compañía independiente europea líder en gas y gestión del carbono. En este marco, Argentina es uno de los cuatro países en los que tiene operaciones centrales y que puede albergar nuevas oportunidades luego de la salida de Rusia.

El director general de la compañía alemana, Mario Mehren, presentó este jueves la estrategia corporativa de la compañía y entregó una perspectiva para el 2023. La salida de Rusia ocupó un lugar central en la presentación. “No hay vuelta atrás. No vamos a esperar a que la situación mejore. Estamos saliendo de Rusia. Este capítulo de nuestra historia está cerrado”, afirmó Mehren en una conferencia virtual para la prensa.

La petrolera asumió pérdidas extraordinarias no monetarias por 7.000 millones de euros por su salida de Rusia y no registra dividendos por sus actividades en ese país desde el inicio de la guerra. No obstante, Mehren destacó la estabilidad financiera y económica de la compañía. “Prudentemente fuimos generando flexibilidad financiera. Un balance sólido. Y hemos controlado nuestra base de costos, a pesar de las presiones inflacionarias a nivel global”, señaló el CEO.

Wintershall Dea obtuvo en 2022 un EBITDAX de 5.900 millones de euros y ganancias netas ajustadas por 900 millones de euros, con un flujo de caja libre de 2.500 millones de euros. Finalizó el año con una deuda neta de sólo 1.300 millones euros y una situación de caja de 3.100 millones de euros. Todas estas cifras excluyen el impacto de las pérdidas en Rusia.

“De esta forma, tenemos un balance sólido, lo que ha sido ratificado también por nuestra calificación crediticia, que se ha mantenido sin cambios, con una perspectiva estable”, destacó Mehren.

Operaciones centrales en Argentina

La compañía retuvo nuevamente su liderazgo entre las petroleras independientes en Europa, con una producción de 321.000 barriles de petróleo equivalentes por día en 2022 (excluyendo a Rusia).

La diversificación es uno de los activos claves de Wintershall. “Estamos activos en 11 países de todo el mundo y con un enfoque en operaciones centrales en Noruega, Argentina, Egipto y Alemania; en crecimiento en México y Argelia. Y con distintas opciones en otros países”, afirmó Mehren.

En ese sentido, el CEO de la petrolera alemana destacó la importancia de Argentina para la compañía y resaltó la decisión final de inversión tomada en el proyecto Fénix en Tierra del Fuego. “Argentina es en este momento el país número dos en nuestra cartera en términos de producción detrás de Noruega y antes de Egipto y Alemania”, recordó.

La posibilidad de nuevas inversiones en el país esta sobre la mesa. “Personalmente, creo que Argentina tiene mucho potencial para pasar de una posición de importador neto de gas a una posición de exportador neto de gas, si todas las partes y las regulaciones necesarias encajan. También es algo que la canciller alemán abordó claramente durante su visita a Buenos Aires hace un par de semanas. Como Wintershall Dea, continuaremos con la diversificación, lo haremos en los países en los que estamos activos y también buscaremos nuevos territorios para encontrar volúmenes adicionales de gas y petróleo para complementar nuestra cartera”, explicó el director general.

Líder en gas y gestión del carbono

Si bien la compañía busca sostener el liderazgo en gas y petróleo entre las petroleras independientes en Europa, Wintershall Dea también tiene como segunda prioridad estratégica la gestión del carbono y el hidrógeno, para descarbonizar la industria alemana y europea, con almacenamiento seguro de CO2 en alta mar.

La compañía observa un desarrollo importante de mercados de captura y almacenamiento de carbono (CAC) y de hidrógeno bajo en carbono. En ese sentido, Mehren destacó que el objetivo “es construir un negocio de gestión del carbono y de hidrógeno para potencialmente eliminar entre 20 y 30 millones de toneladas de CO2 al año de aquí al 2040”.

Wintershall Dea esta por ejecutar el proyecto Greensand, un primer proyecto piloto de inyección de CO2 en aguas de Dinamarca. “En tan sólo unos días, en Dinamarca, se inyectará CO2 en alta mar, en el yacimiento subterráneo de Nini-West. Estamos convencidos que esta inyección de prueba será el preludio del almacenamiento de CO2 a gran escala en Nini West a partir de 2025/26”, anunció el CEO.

Además de Greensand en Dinamarca, Wintershall obtuvo el año pasado la primera licencia de almacenamiento de CO2 en Noruega, la licencia Luna, clave para el proyecto NOR-GE de captura de carbono a gran escala. «Creamos el proyecto NOR-GE, cuyo objetivo es conectar la industria alemana con el almacenamiento de CO2 en Noruega. Y estamos trabajando en un centro de transporte de hidrógeno y CO2 en Wilhelmshaven, Alemania», dijo Mehren.

«Vamos por buen camino. Wintershall Dea está en transición: de ser la compañía independiente líder de gas y petróleo de Europa a convertirse en la compañía independiente europea líder en gas y gestión del carbono»,concluyó.

Avances en el proyecto Fénix

En una conversación posterior con la prensa, Thilo Wieland, integrante del Directorio de Wintershall Dea y titular de las operaciones de la empresa en Latinoamérica, destacó los avances del proyecto Fénix para la producción de gas natural offshore en Tierra del Fuego.

«Estamos trabajando en la plataforma que se construye en Italia, que avanza a buen ritmo. Por lo tanto, eso es algo que veremos durante el año para un mayor desarrollo. También todas las demás actividades van por buen camino. Veo positivo el progreso que veremos en 2023«, expresó Wieland.

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, Nicolás Deza

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YPF Luz y Pampetrol construirán dos parques solares en La Pampa

YPF Luz y Pampetrol, la empresa provincial de La Pampa, firmaron un convenio de colaboración para la transición energética en el que trabajarán conjuntamente para desarrollar proyectos de generación solar. En una primera etapa, construirán dos parques solares por una capacidad instalada total de 80 MW. Los proyectos en evaluación están ubicados en las localidades de Realicó y General Pico y tendrían40 MWcada uno. Las compañías anunciaron en un comunicado en conjunto que la inversión para ambos desarrollos se estima entre 20 y 30 millones de dólares, dependiendo de la capacidad instalada que se defina.

El presidente de YPF, Pablo González, sostuvo que “este acuerdo demuestra el compromiso de YPF y de YPF Luz por avanzar en la transición energética a través de la generación de energía renovable, en forma colaborativa y federal”.

Por su parte, el gobernador Sergio Ziliotto expresó que el acuerdo “es un paso más en el proceso de reconversión iniciado por La Pampa hacia las energías renovables” y subrayó que el objetivo “sigue siendo avanzar hacia la soberanía energética de la provincia y transformarnos de consumidores o proveedores de este recurso”.

Los proyectos en Realicó y General Pico podrían alcanzar una producción anual de energía de hasta 185 GWh por año, con un ahorro de emisiones de CO2 de hasta 100.000 toneladas anuales.

Sitios potenciales

Los equipos técnicos de YPF Luz y Pampetrol realizarán la identificación de sitios con potencial, la definición de la interconexión, la ingeniería del proyecto, los permisos necesarios y buscarán alcanzar la viabilidad técnico-económica que permita llevar adelante los proyectos renovables en la provincia, según remarcaron las compañías. Además de Ziliotto y González, la firma se realizó con la presencia del Gerente de Negocio Eléctrico de YPF LUZ, Jorge Ravlich, entre otras autoridades.

Desde 2016 hasta 2023, YPF Luz lleva invertidos 1.850 millones de dólares. La empresa de YPF “apuesta a la generación de energía eléctrica y al desarrollo de las energías de fuentes renovables en la Argentina. Estos acuerdos no sólo reflejan el compromiso de la compañía en continuar diversificando la matriz energética nacional, sino también el acompañamiento y apuesta por el crecimiento del sector a lo largo del país”, concluyó.

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, Redaccion EconoJournal

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Wintershall Dea: Cuál fue el balance de 2022 y cuáles son las proyecciones para este año

En su conferencia de prensa anual en Kassel, Alemania, Mario Mehren, director general de Wintershall Dea, analizó el balance del 2022 que tuvo la compañía e informó que saldrán completamente de Rusia. También comunicó que la empresa está enfocada en un crecimiento moderado de la producción de gas y petróleo, y en el desarrollo de su negocio de gestión del carbono e hidrógeno. “Wintershall Dea está en transición. Pasando de ser la compañía independiente líder en gas y petróleo en Europa, para convertirse en la compañía independiente europea líder en gas y gestión del carbono”, precisó.

Según Mehren, las dos prioridades estratégicas de la empresa se vieron respaldadas el año pasado por importantes avances en los proyectos.

El 2022 fue un punto de inflexión para Wintershall Dea

La guerra de agresión rusa marcó un punto de inflexión para la política internacional, los mercados energéticos europeos e internacionales y Wintershall Dea, afirmó Mehren. “Hemos sido claros en todo momento respecto a nuestra condena a la guerra. Sigo impactado y consternado por esta guerra y sus consecuencias para el pueblo ucraniano”, sostuvo.

En enero la empresa tomó la única decisión posible: Wintershall Dea saldrá completamente de Rusia de forma ordenada. “Seguir operando en Rusia ya no es sostenible”, indicó Mehren. “No hay vuelta atrás. No podemos esperar a que la situación mejore. Estamos saliendo de Rusia. Este capítulo de nuestra historia está cerrado”.

Resultados sólidos a pesar de las consecuencias financieras de la salida de Rusia

La empresa registró pérdidas no monetarias extraordinarias de 7.000 millones de euros, la mayoría asociadas a su actividad en Rusia. No obstante, Wintershall Dea sigue siendo “fuerte y estable”, añadió Mehren. A pesar de la difícil situación del año pasado, este resultado se debe al buen rendimiento y al entorno de precios de las materias primas. La compañía cerró el 2022 con un EBITDAX de 5.900 millones de euros y ganancias netas ajustadas de 900 millones de euros, ambos sin considerar el segmento Rusia.

Una estrategia clara respaldada por el progreso del proyecto

A su vez, el ejecutivo destacó: “Wintershall Dea mira de cara al futuro con una estrategia clara”. La empresa tiene dos prioridades estratégicas: crecimiento moderado de su negocio de E&P y desarrollo de sus actividades de gestión del carbono e hidrógeno.

En 2022, registró grandes progresos en ambos aspectos. La empresa incrementó la producción, incluyendo el campo petrolífero Nova en Noruega, y ha tenido éxitos en fusiones y adquisiciones, aumentando su participación en Reggane Nord en Argelia y pasando a ser parte del proyecto Hokchi en México.

Además, tuvo otro año positivo en cuanto a exploración, específicamente en Noruega, lugar donde la empresa participó en descubrimientos con un volumen bruto combinado estimado de 88 a 286 millones de barriles de petróleo equivalentes (bpe) recuperables.

La producción -excluida Rusia- se situó en 321.000 bpe diarios en 2022. Frente a esto, Wintershall Dea prevé un crecimiento moderado de la producción para alcanzar a mediano plazo niveles de 350.000 – 400.000 bpe diarios; especialmente mediante nuevos aumentos de la producción en México, el norte de África y Noruega.

Una serie de proyectos de captura y almacenamiento de carbono e hidrógeno

La compañía avanzó en su cartera de proyectos de descarbonización. “Nuestro objetivo es construir un negocio de gestión del carbono y del hidrógeno para eliminar potencialmente entre 20 y 30 millones de toneladas de CO2 al año de aquí al 2040. Esto equivaldría al sesenta por ciento de las emisiones de CO2 de la enorme industria siderúrgica alemana”, explicó Mehren.

En 2022, Wintershall Dea obtuvo su primera licencia de CAC en Noruega, la licencia “Luna”, estableció un proyecto con Equinor para conectar las emisiones industriales alemanas con el almacenamiento noruego de CO2, y trabajó en un centro de transporte de hidrógeno y CO2 en Wilhelmshaven (Alemania). En las próximas semanas, la empresa llevará a cabo la primera inyección de CO2 en Dinamarca como parte de la fase piloto del consorcio del proyecto Greensand.

Sobre esto Mehren concluyó: “Juntos, estos proyectos tienen el potencial de marcar una diferencia real, descarbonizando la industria alemana y europea”. “Ya estamos actuando. Transformando nuestro negocio. De ser la compañía independiente líder en gas y petróleo en Europa, a convertirnos en la compañía independiente europea líder en gas y gestión del carbono”, planteó.

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, Redaccion EconoJournal

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CAMMESA abrió la convocatoria de la primera ronda del MATER del año

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) lanzó la primera convocatoria del 2023 del Mercado a Término (MATER), en la que los titulares de proyectos renovables podrán solicitar prioridad de despacho. 

Las solicitudes se podrán realizar hasta el viernes 31 de marzo, inclusive; en tanto que poco más de dos semanas después, CAMMESA informará los proyectos que requieran realizar un desempate en el proceso de asignación ante la posibilidad de capacidad de transporte insuficiente. 

Posteriormente, el 27 de abril, se llevará a cabo el acto de presentación de información requerida para desempate y, de no haber inconvenientes o retrasos en el cronograma, la adjudicación de la prioridad de despacho se concretará el martes 2 de mayo, siempre y cuando existan emprendimientos solicitantes. 

Para conocer ello, se deberá tener en cuenta una de las grandes problemáticas que atraviesa el sector energético de Argentina: la magra capacidad de transporte disponible en las redes de transmisión. 

Ya en el último llamado del 2022, el corredor Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires no contaba con nada de potencia adjudicable, pero con las centrales asignadas en dicha convocatoria del MATER (ver nota), el denominado Anexo 3 también quedaría en cero en en la región que abarca Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA).

Aunque desde CAMMESA le aclararon a Energía Estratégica todavía se encuentra en proceso el pago del cargo por reserva de prioridad de despacho del pasado trimestre, por lo que recién se podrá confirmar la potencia adjudicable una vez se concreten los pagos. 

Situación que también podría verse afectada si se da de baja algún otro proyecto asignado con prioridad de despacho en alguna ronda previa del Mercado a Término de Energías Renovables del país. 

Es decir que la situación “más probable” es que los principales corredores de mayor demanda para instalar parques de generación limpia se encuentren con esa limitante, por lo que podría haber una baja de presentaciones en tales zonas.

Situación actual del MATER

A lo largo de los últimos cinco años, 79 proyectos lograron ser adjudicados en el Mercado a Término, principalmente en las primeras cuatro convocatorias y desde mitad del 2021 en adelante, a tal punto que ya hay 2257,3 MW de capacidad con prioridad de despacho. 

Sin embargo, de acuerdo al último informe de CAMMESA, sólo 29 parques renovables lograron la habilitación comercial, por un total de 776,3 MW (34% de la potencia asignada). Mientras que los restantes 46 proyectos (1481 MW) están en distintas fases para entrar en operación.  

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Comercializadores de Chile esperan que este año inicien los debates para modificar la ley eléctrica en distribución

La Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) de Chile insiste en la actualización de la normativa eléctrica en materia de distribución y la baja del nivel por el cual las empresas pueden ser clientes libres.

Tras un 2022 complejo en cuanto a precios y costos marginales, desde la entidad confían en que finalmente este año puedan iniciarse los diálogos para modificar la Ley General de Servicios Eléctricos en lo que respecta al tratamiento de la distribución eléctrica.

“Esperamos que se incorpore la figura del comercializador, ya que hoy en día actúa como una figura de hecho que de derecho en Chile. Es necesario, con sus deberes y derechos y que sea distinto a la figura del generador. Y con ello se agrega competencia dentro del sector”, sostuvo Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de ACEN. 

“Por lo que sería importante empezar a conversar sobre este tema este año. Mientras antes se empiece, la discusión es óptima”, agregó en conversación con Energía Estratégica

Asimismo, desde la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía también trabajan en reducir el límite de potencia por el cual las empresas pueden ser clientes libres, ya que si se disminuye de 500 kW a 400 kW el nivel, “entre 30.000 y 40.000 compañías podrían participar de este mercado», sin la necesidad de que exista una modificación legal. 

“Si lo logramos, no sólo implicaría un impacto en los precios sino también en la calidad de servicio técnico comercial. Dado que actualmente todas las empresas están entregadas a una sola de la distribución local, por lo que se abriría ese universo a más competencia en la cual cada cierta cantidad de años se deban renovar los contratos”, complementó. 

¿Por qué? El especialista puso la mirada en que si los contratos debieran renovarse cada cierto período de tiempo, los organismos se ocuparían aún más del servicio prestado y de la fidelización de los clientes finales, como también de otros productos vinculados a la eficiencia energética y el almacenamiento, “lo que sería uno de los grandes motores de los comercializadores”. 

Y cabe recordar que hace poco más de un mes, desde la asociación tuvieron una reunión con Diego Pardow, ministro de Energía de Chile, para tratar temas que aquejan al sector y, entre ello, abordaron tales cuestiones e incluso quedaron “satisfechos” con el interés mostrado por el funcionario y la voluntad expresada en cuanto a estudiar la propuesta. 

La propuesta de ACEN es que el Ministerio de Energía impulse en forma paulatina la reducción del requisito de potencia conectada indicado en el artículo 147 letra d) de la Ley General de Servicios Eléctricos, conforme a la facultad y mecanismos allí establecidos.

Aunque Eduardo Andrade habló en nombre de la entidad y reconoció que “cualquier modificación de la ley será una incursión larga, especialmente en la distribución, al igual que su puesta en vigencia, para que todos puedan beneficiarse de dicho esquema”. 

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Advierten que las inversiones en energías renovables que antes iban a México, ahora se dirigen a otros países de la región

En el marco de una emergencia climática global, América Latina se presenta como un destino clave para inversiones en energías renovables.

Si bien México tiene una potencialidad enorme para este nicho por su ubicación geográfica, sus recursos naturales y asociaciones comerciales, el sector privado advierte que la gestión de Andrés Manuel López Obrador (AMLO) lejos de alentar la transición energética, pone trabas para el otorgamiento de permisos y autorizaciones por lo que inversionistas están optando por migrar hacia otros países donde la burocracia es menor, y existe un clima más amigable a las energías renovables.

En diálogo con Energía Estratégica, Gerardo Prado Hernández, Socio de Sánchez-Devanny Eseverri, firma de abogados que se especializa en asesoría legal en materia energética destaca: “Hay un riesgo en el crecimiento de las energías renovables por los retrasos en el otorgamiento de permisos y autorizaciones para proyectos existentes y nuevos, por parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y otros reguladores” .

“Antes de la entrada de este gobierno el período de espera era de entre dos a cinco meses para obtener permisos y autorizaciones. En la actualidad tenemos clientes que han estado esperándolas por años. Lo mismo sucede en el caso de modificaciones a los términos y condiciones de los permisos”, agrega.

Existen clientes que tienen listos parques fotovoltáicos para iniciar operaciones y que no se les dieron las autorizaciones para iniciar las pruebas.

Según el especialista, eso lanza a los potenciales inversionistas el mensaje de que probablemente en México sus proyectos no puedan ser surtidos de energías limpias y eligen radicarse en otros países.

En este sentido, argumenta: “Si el país pretende que para el 2030, tengamos el 80% de consumo de energías limpias, México tiene que ser generador de políticas que permitan cumplir con esa meta. Como no sucede, muchos eligen migrar hacia otros países como Costa Rica”.

Prado Hernández, afirma que es frecuente la llegada de empresas solventes, con altas tecnologías y unidades de negocios sólidas en materia de energías renovables. Sin embargo, por falta de autorizaciones se desalienta la inversión.

“Hemos sentido una baja importante en la inversión en el sector de renovables en particular y también en el sector de petróleo y gas. En algunos casos, iniciamos acciones legales ante los tribunales para forzar a las respuestas, pero se siguen demorando”, enfatiza.

 

 Existe un riesgo inminente de iniciar un panel arbitral por violaciones del T-MEC. 

Según el especialista, si la situación no se revierte, es probable que los gobiernos de Estados Unidos y Canadá, o ambos, detonen un procedimiento arbitral en contra de México por las violaciones del T-MEC, en materia energética.

“Si bien ha habido esfuerzos muy tenues del gobierno mexicano, para demostrarle a los socios comerciales que iba a acelerar los procesos administrativos de aprobación de permisos y autorizaciones por parte de los reguladores, no creo que sean suficientes para zanjar estas tensiones que se vienen acumulando y es probable que se inicie el procedimiento del panel arbitral”, alerta.

En este sentido, Prado Hernández, explica los riesgos económicos que puede traerle a México llegar a esa instancia.

“Eso puede traer como consecuencia que muchos empresarios que invirtieron bajo los esquemas del T-MEC, inicien procedimientos individuales para reclamar sus deudos. Sobre todo aquellos que invirtieron, finalizaron sus instalaciones y las tienen paradas porque no les han dado un permiso y tienen a sus acreedores encima porque no pueden generar y vender energía”, describe.

De hecho, asegura que la invitación al gobierno americano para participar en el Plan Sonora, una serie de megaproyectos de energías renovables en Puerto Peñasco, son un intento de México por demostrar que está trabajando con sus mejores esfuerzos en la matriz energética.

“Sin embargo, a pesar del discurso del gobierno federal, se está haciendo algo distinto. Si queremos realmente salir adelante, necesitamos alinear lo que se dice con lo que se hace”, asevera. 

Para el letrado, el Estado tiene que invertir en los reguladores, contratar personal adicional bien capacitado para resolver los asuntos y establecer períodos cortos que den previsibilidad a los inversionistas. Debe dar un mensaje acompañado de acciones concretas para demostrar a sus socios comerciales que México sí cumple con el marco normativo y apoya a las energías renovables.

“No pueden seguir con esta situación de que a un proyecto le dicen que sí y al otro que no. porque todos son inversionistas. La energía es un commodity muy demandado por todas las industrias”, destaca.

 

La luz al final del túnel: que proyectos se vienen

No obstante, el especialista es optimista y cree que más allá de la falta de seguridad jurídica en la aprobación de proyectos renovables, México tendrá una inminente transición energética en gran parte de sus industrias.

En efecto, vislumbra un fuerte crecimiento en la producción de hidrógeno verde y en la instalación de estaciones de recarga de vehículos eléctricos a nivel nacional.

“Van a instalar fuentes de recarga en las principales ciudades del país. El sector viene creciendo paulatinamente. Vemos un incremento en el uso de los autos eléctricos en el país y de la infraestructura relacionada”, asegura.

También, señala que aumentará la instalación de paneles solares en hogares y pymes y el uso de baterías para almacenamiento generalizado.

En este aspecto, apunta que habrá mucha más presión a nivel federal en el futuro para que flexibilicen la regulación de la generación en sitio de energía eléctrica y también para que den mayores incentivos fiscales y otros a la industria para la migración a renovables.

De momento, los beneficios fiscales en México para la energía eléctrica son bastante relativos. No hay un subsidio importante de los gobiernos, pero va a empezar a darse”, augura.

 

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Honduras define la reapertura a consulta de su propuesta de licitaciones públicas en el mercado regional

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) reabrió a consulta pública la propuesta de Disposiciones Técnicas Transitorias para paliar el Déficit de Generación pronosticado para el año 2023.

Tras recibir más de 30 comentarios de partes interesadas en los dos últimos días fijados en el plazo inicial, la CREE resolvió ampliar la participación hasta el próximo miércoles 22 de febrero del 2023 a las 12:00 horas.

Hasta el momento son 7 actores del sector público y privado los que ya realizaron observaciones sobre las Disposiciones Técnicas Transitorias. Entre ellos, destacamos a la empresa estatal ENEE, a la comercializadora regional Merelec, a la generadora renovable GERSA y a la asociación AHPEE. 

Lo sorpresivo es que, a diferencia de consultas precedentes, en esta oportunidad se realizaron comentarios sobre cada uno de los 15 artículos que componen la propuesta.

Tanto la regulación del servicio complementario de Demanda Interrumpible como la realización de licitaciones públicas simplificadas de corto plazo en el Mercado Eléctrico Regional, ambas motivo de estas disposiciones, habrían generado opiniones encontradas.

Por un lado, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) habría centrado sus comentarios en mejorar el alcance de la Demanda Interrumpible y solo habría hecho una observación vinculada al procedimiento para efectuar licitaciones y compras de capacidad firme y energía en el MER.

Por otra parte, la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) habría realizado observaciones sobre el tipo de habilitación transitoria a las empresas distribuidoras para comprar capacidad y/o energía, así como la aplicación del procedimiento simplificado.

Y finalmente, la empresa de comercialización regional de energía eléctrica MERELEC se enfocó en el procedimiento simplificado de compras de capacidad firme y energía de corto plazo en el MER.

Licitaciones simplificadas de corto plazo 

La propuesta que está sometida a comentarios habilitaría a que en menos de dos meses las empresas distribuidoras puedan resolver el lanzamiento de nuevas licitaciones en el MER.

Entraría en juego tanto potencia como energía y las distribuidoras deberán definir por períodos de mínimo una hora hasta 120 días calendario cuáles son los productos a contratar.

Y de darse a lugar estas disposiciones transitorias, el precio del contrato a adjudicar en el proceso de licitación no podrá ser mayor que el costo monómico promedio registrado en el Mercado Eléctrico de Oportunidad.

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Colombia contará con 8 proyectos solar que estarían listos para diciembre de 2024

Viridi, la compañía alemana especializada en la estructuración de proyectos de transición energética, anunció que tiene listos para ser desarrollados en el país un total de 8 proyectos para la generación de energías renovables no convencionales, gracias a los cuales sería posible abastecer de electricidad a cerca de 500 mil personas. Adicionalmente planean iniciar la producción de hidrógeno verde a partir de fuentes renovables como el viento y el sol.

Los proyectos, ubicados en zonas estratégicas cercanas a Bogotá, el Caribe y el Magdalena Medio, ya cuentan con licencias y permisos necesarios para su construcción, incluyendo ambientales, económicos o sociales alcanzados con las comunidades de las áreas de influencia. Igualmente, la compañía ya ha realizado todos los estudios que garantizan la viabilidad técnica y financiera de las iniciativas.

De acuerdo con Juan Poveda, Director de Viridi para Latinoamerica, “si el país busca acelerar su camino hacia la transición energética justa es necesario que existan más proyectos de generación de energía solar o eólica listos para ser ejecutados a partir de una estructuración responsable, sostenible y confiable. Viridi ya ha aplicado su experiencia internacional en el país para viabilizar más de 20 proyectos en el país, incluidos algunos de hidrógeno verde. Ocho de ellos están listos para ser ejecutados por inversionistas. Asimismo, existen 14 iniciativas más que están en una primera fase de desarrollo, las cuales buscan superar su etapa de prefactibilidad terminando el año 2023. También estamos ampliando alianzas con empresas locales, colombianas, que quieren fortalecer sus emprendimientos en energías de fuentes no convencionales logrando acuerdos por más de 400 MW ”.

La ejecución de estos proyectos supondría una inversión de más de US$ 220  millones, gracias a los cuales sería posible generar 1.000 empleos directos y 3.400 indirectos, la mayoría de ellos, en las áreas de influencia de las iniciativas.

Cabe resaltar que Viridi, cuya presencia en Colombia data de 2018, y su presencia se extiende a lo largo de más de 5 países en la región,  es la compañía encargada de adelantar en fase avanzada uno de los proyectos más importantes de Europa en materia de hidrogeno verde, donde la innovación en transporte y logística ha sido necesaria para generar las condiciones ideales para su comercialización. Según Poveda, esa experiencia es clave para que en Colombia se genere un ecosistema de emprendimientos en el sector y produzca la inercia necesaria del desarrollo de proyectos como los que ya están a disposición.

“Hace poco Colombia estableció la hoja de ruta que fijó las reglas claras para la producción de hidrógeno verde, este es otro de los impulsos que ha potenciado el crecimiento exponencial del país en la participación de nuevas tecnologías de generación de energía. Gracias a ello, y de seguir en esta inercia de sostenibilidad, transición y emprendimiento, en 5 años el país podría ser el líder de la región en materia de transformación energética”, concluyó Poveda.

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Avanza construcción de parques fotovoltaicos Cumayasa 1 y 2 por US$90 millones de inversión

Un equipo de técnicos y directivos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), encabezado por su Director Ejecutivo, Edward Veras, realizó una visita técnica para conocer los avances en construcción de los “Parques Solares Fotovoltaicos Cumayasa 1 y 2″, proyectos que representan una inversión privada de US$90 Millones; y están ubicados en el municipio Villa Hermosa, sección, Cumayasa, en la provincia La Romana.

Esta visita técnica, realizada por la CNE, forma parte de un proyecto de seguimiento al desarrollo de los distintos parques de energía renovable, que actualmente, se encuentran en construcción en la República Dominicana.

Cumayasa I y 2 tendrán una capacidad instalada de 80 megavatios nominales (MWn), y aportarán 193 mil MWhora al año, al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), lo que representa el ahorro de 112 mil barriles de petróleo en importación anual y evitará la emisión de 120 mil toneladas de dióxido de carbono (CO2 ) a la atmósfera.

Acerca del recorrido

Veras, junto al equipo de la CNE, encabezó el recorrido donde recibieron las explicaciones sobre los avances de los proyectos en construcción por parte del señor Carlos González Pelicot, representante de la empresa EFD ECOENER FOTOVOLTAICA DOMINICANA.

Resaltó que ambos proyectos tendrán tecnología de punta y que cuentan con todos los equipos para su terminación, realidad que demuestra que cuando se quiere se pueden hacer las cosas bien y en el breve plazo.

«Cumayasa 1 y 2 son dos proyectos modelos que demuestran que hemos pasado de papeles a proyectos reales. Hemos cambiado los papeles por paneles, por soluciones, porque estos son proyectos reales», afirmó Veras.

Destacó el compromiso del gobierno del presidente Luis Abinader de mejorar la regulación, para lograr la integración de la mayor cantidad de proyectos renovables, sin ninguna restricción. Además, puntualizó el rol de los sistemas de almacenamiento de energía renovable para mejorar la capacidad de generación de los proyectos de energía limpia.

Mientras que, González Pelicot indicó que, la meta del grupo es que para el 2024 puedan adicionar unos 200 megavatios (MW) de energía renovable al sistema nacional de capacidad instalada, 100 MW correspondientes a los proyectos Cumayasa 1, 2, y 3, mientras que los otros 100 MW corresponden a los proyectos Payita 1 y 2, que estarán ubicados en Nagua, provincia María Trinidad Sánchez.

Indicó que esperan inaugurar a Cumayasa 1 y 2 en junio del presente año, proyectos que se han diseñado a largo plazo porque aumentan la rentabilidad y en estos momentos el Gobierno tiene reglas claras para invertir en este sector, realidad que brinda seguridad jurídica.

González reconoció la labor del Estado para seguir impulsando proyectos de energía renovable, al tiempo que reconoció el apoyo que brindan los residentes en las comunidades próximas a los proyectos, los que cuidan los parques energéticos y lo asumen como si fueran parte de sus propiedades.

El representante de la empresa ECOENER, resaltó que estos proyectos han generado más de 700 empleos directos e indirectos, donde un porcentaje son mujeres de la zona, que laboran en el ensamblaje de los seguidores solares para la planta Cumayasa 2.

González, indicó que la empresa EFD ECOENER FOTOVOLTAICA DOMINICANA, busca mujeres para integrarlas a las labores de operación y mantenimiento de los parques fotovoltaicos y reiteró su agradecimiento al presidente Abinader, a la CNE y las demás autoridades del sector eléctrico por las facilidades brindadas para que los proyectos sean una realidad que sirve de ejemplo a los demás inversionistas en energía renovable.

La CNE recordó que estos proyectos fueron aprobados en breves plazos e inscritos en el Registro de Instalaciones de producción en el Régimen Especial de Electricidad.

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YPF Luz y Pampetrol acuerdan avanzar en proyecto de energía solar

YPF Luz y Pampetrol firmaron un convenio para trabajar conjuntamente para el desarrollo de proyectos de generación solar por una capacidad instalada potencial de hasta 80MW.  La firma se realizó con la presencia del gobernador, Sergio Ziliotto y el presidente de YPF, Pablo González, entre otras autoridades.

El gobernador Sergio Ziliotto expresó que el acuerdo “es un paso más en el proceso de reconversión iniciado por La Pampa hacia las energías renovables” y subrayó que el objetivo “sigue siendo avanzar hacia la soberanía energética de la provincia y transformarnos de consumidores o proveedores de este recurso”.

El presidente de YPF, Pablo González, sostuvo que “este acuerdo demuestra el compromiso de YPF y de YPF Luz por avanzar en la transición energética a través de la generación de energía renovable, en forma colaborativa y federal”.

✔️ Los proyectos

Los proyectos en evaluación en Realicó y General Pico tendrán una capacidad instalada aproximada de hasta 40MW cada uno, pudiendo alcanzar una producción anual de energía de hasta 185GWh por año, con un ahorro de emisiones de CO2 de hasta 100.000 toneladas de CO2 por año.

La inversión en la construcción de cada proyecto se estima entre 20 y 30 millones de USD, dependiendo de la capacidad instalada que se defina.

Cabe recordar que, la semana pasada, YPF Luz también anunció el resultado de colocación de las Obligaciones Negociables Adicionales Clase XI y las Obligaciones Negociables Clase XIII por un monto total de US$150.000.000 entre ambas. Y dicho financiamiento será destinado, entre otros usos, a la construcción de General Levalle, el cuarto parque eólico de YPF Luz, que tendrá una capacidad instalada de 155MW. El parque estará ubicado en la localidad de General Levalle, 380 km al sur de la ciudad de Córdoba, y contará con 25 aerogeneradores instalados de 6,2 MW cada uno en una superficie total de 4.360 hectáreas.

Con una inversión estimada de más de 260 millones de dólares, la construcción tendrá una duración aproximada de 20 meses, creando empleo para más de 300 personas durante la construcción. El parque contará con un factor de capacidad de más del 50% y evitará la emisión de más de 350.000 toneladas de dióxido de carbono equivalente por año.

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La provincia de Buenos Aires inició las obras de dos parques solares en Saladillo

La Subsecretaría de Energía de la provincia de Buenos Aires, dependiente del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, inició la instalación de dos nuevos parques solares en las localidades de Polvaredas y Del Carril, en el partido de Saladillo con una inversión de más de 2.5 millones de dólares.

Las nuevas instalaciones se integrarán a los 26 parques solares que la provincia posee en territorio bonaerense. Cabe destacar que las nuevas estructuras permitirán almacenar energía solar en baterías de litio, lo que optimiza el aprovechamiento de la energía generada y mejora la potencia firme, aumentando la confiabilidad del sistema.

En el caso del parque solar en Del Carril se instalarán 910 paneles solares de 550Wp cada uno, y un banco de baterías de litio de 1290 kWh, con una inversión total es de U$S 1.875.000. Por su parte, las obras energéticas en Polvaredas contarán con un total de 455 paneles de 550Wp y un banco de baterías de 774 kWh. El monto invertido por el Estado Provincial es de U$S 956.777,81

A partir de la puesta en marcha de estos dos nuevos parques, se estima que más del 60 % de la demanda eléctrica va a ser atendida con energía limpia.

Estas obras, que cambiarán la matriz energética del partido de Saladillo, aumentarán y mejorarán la calidad del servicio para los vecinos y vecinas de la zona, creando las condiciones para la instalación de nuevos emprendimientos productivos.

La proyección y ejecución de este plan se realiza en conjunto entre la Subsecretaría de Energía de Buenos Aires, el Foro Regional Eléctrico (FREBA) y el Programa de Incentivos a la Generación Eléctrica Distribuida (PROINGED) de la Provincia de Buenos Aires. Asimismo, del proyecto participa la Cooperativa Eléctrica de Saladillo, quienes oficiarán de responsables del mantenimiento y de la operación de los parques.

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Alianza Pampetrol-YPF en proyectos de energía renovable

Pampetrol e YPF Luz firmaron un convenio de colaboración y alianza para la transición energética en el que se proponen trabajar para el desarrollo de proyectos de generación solar por una capacidad instalada potencial de hasta 80MW.

El gobernador Sergio Ziliotto expresó que el acuerdo “es un paso más en el proceso de reconversión iniciado por La Pampa hacia las energías renovables”, y subrayó que el objetivo “sigue siendo avanzar hacia la soberanía energética de la provincia y transformarnos de consumidores o proveedores de este recurso”.

Por su parte, el presidente de YPF, Pablo González, sostuvo que “este acuerdo demuestra el compromiso de YPF y de YPF Luz por avanzar en la transición energética a través de la generación de energía renovable, en forma colaborativa y federal”.

Los proyectos en evaluación en Realicó y General Pico tendrán una capacidad instalada aproximada de hasta 40MW cada uno, pudiendo alcanzar una producción anual de energía de hasta 185GWh por año, con un ahorro de emisiones de CO2 de hasta 100.000
toneladas de CO2 por año. La inversión en la construcción de cada proyecto se estima entre 20 y 30 millones de dólares, dependiendo de la capacidad instalada que se defina.

SITIOS POTENCIALES

Los equipos técnicos de YPF Luz y Pampetrol realizarán la identificación de sitios con potencial, la definición de la interconexión, la ingeniería del proyecto, los permisos necesarios, y buscarán alcanzar la viabilidad técnico-económica que permita llevar adelante los proyectos renovables en la provincia.

La firma se realizó con la presencia del gobernador, Sergio Ziliotto; el presidente de YPF, Pablo González; el Gerente de Negocio Eléctrico de YPF LUZ, Jorge Ravlich; entre otras autoridades.

Con una inversión de 1.850 millones de dólares entre 2016 y 2023, YPF Luz apuesta desde 2013 a la generación de energía eléctrica y al desarrollo de las energías de fuentes renovables en Argentina. Estos acuerdos no sólo reflejan el compromiso de la compañía en continuar diversificando la matriz energética nacional, sino también el acompañamiento y apuesta por el crecimiento del sector a lo largo del país, se destacó.

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) nacida en 2013, es una empresa líder en generación de energía eléctrica en el país. Actualmente la compañía tiene una capacidad instalada de 2.483 MW que provee al mercado mayorista e industrial, y está construyendo otros 255 MW.

YPF Luz tiene como misión generar energía rentable, eficiente y sustentable, que optimiza los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable.

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El gobierno restableció el régimen que otorga beneficios impositivos a refinadoras que importen combustibles

El gobierno restableció el Régimen de Incentivos al Abastecimiento Interno de Combustibles (RIAIC) que había implementado en junio del año pasado para contrarrestar la falta de gasoil en el país. La novedad es que ahora el Poder Ejecutivo incluyó también a las naftas. Lo hizo a través del decreto 86, publicado este miércoles en el Boletín Oficial, que otorga beneficios impositivos a las refinadoras que importen gasoil y naftas para abastecer el mercado local durante el año.

La medida beneficia a las refinadoras integradas como YPF y Axion Energy y no integradas como Raízen y Trafigura, que podrán solicitar un monto equivalente a la suma de lo que tengan que pagar en Impuestos a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) de las importaciones de gasoil y naftas. Todos los años, las compañías importan combustibles para cubrir un porcentaje de la demanda doméstica porque con la capacidad instalada actual las refinerías locales no llegan a abastecer el consumo del país.

Las refinadoras que quieran obtener los beneficios del régimen deberán tener “calidad de abastecedores domésticos excedentarios de gasoil y/o naftas grado 2 o grado 3 respecto de su capacidad de producción, contando con plena utilización de su capacidad instalada de refinación” y “obtengan mensualmente una Participación Bimestral Móvil en el Abastecimiento Interno de gasoil y/o naftas que no resulte inferior a su participación promedio anual en el abastecimiento interno del año 2022 en más de 1%”.

Abastecimiento

El año pasado, el gobierno implementó este régimen para intentar garantizar el abastecimiento del mercado local de gasoil, que estaba afectado por los efectos de la guerra en Ucrania en el sector hidrocarburífero. En los considerandos del decreto, el Ejecutivo resalta que “la compleja situación energética global ha generado una creciente escalada de precios internacionales afectando la asequibilidad de los recursos energéticos, especialmente en los países en desarrollo”.

“Uno de los problemas que enfrenta la industria hidrocarburífera argentina es la insuficiencia estructural de la capacidad refinadora local para abastecer completamente una demanda creciente, tanto industrial como del parque automotor”, explica el decreto.

Alcance del decreto

El decreto 86, que lleva las firmas del presidente Alberto Fernández, el titular de Economía, Sergio Massa, y el nuevo jefe de Gabinete, Agustín Rossi, comprende también a las Pequeñas Refinerías de Regiones Afectadas – PReRA- “ubicadas en regiones con insuficiencias de abastecimiento interno de gasoil y/o naftas superiores a la media nacional por motivos relacionados a su ubicación geográfica”.

Además, incluye a refinadoras ubicadas en zonas “en situación declinante de la cuenca de crudo de la que son principalmente abastecidas y/o por carecer de oferta de crudo local en condiciones de mercado se vean imposibilitadas de utilizar al máximo su capacidad de refinación si obtuviesen, en los últimos dos meses, un volumen mensual promedio de abastecimiento al mercado doméstico superior en al menos un 10% de su volumen promedio mensual de abastecimiento de 2022”.

Suma equivalente a los impuestos

Las refinadoras que adhieran al régimen deberán pagar una suma equivalente a lo que abonan en ICL e IDC, pero con los siguientes límites:

a) por el gasoil importado: hasta un máximo equivalente al 20% de las ventas en el mercado interno de gasoil importado, perfeccionadas entre el 1° de enero de 2023 y el 28 de febrero de 2023.

b) por las naftas importadas: hasta un máximo equivalente al 17% de las ventas en el mercado interno de nafta importada, perfeccionadas entre el 1° de enero de 2023 y el 28 de febrero de 2023.

El decreto aclara que “tratándose de refinadoras integradas, se adicionará un monto equivalente al que resulte de multiplicar la suma de los importes fijos de Impuestos sobre los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono aplicables al gasoil y/o las naftas, por el 150% del volumen de crudo abastecido a las pequeñas refinerías (PReRA) que se vean imposibilitadas de utilizar al máximo su capacidad de refinación, por hasta un volumen equivalente al 20% de la capacidad de refinación de la pequeña refinadora”.

La entrada El gobierno restableció el régimen que otorga beneficios impositivos a refinadoras que importen combustibles se publicó primero en EconoJournal.

, Roberto Bellato

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La demanda de electricidad subió 4,1% en enero. El mayor consumo de la historia

El mes de Enero último presentó un ascenso interanual de la demanda de energía eléctrica de 4,1 por ciento y al alcanzar los 13.592,5 GWh a nivel nacional se convirtió en el mes con mayor consumo de toda la historia, destacó el informe periódico de la Fundación Fundelec. Además, las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron una suba interanual de la demanda del 6,8 por ciento.

DATOS ENERO 2023

En enero de 2023, la demanda neta total del MEM fue de 13.592,5 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2022, había sido de 13.058,8 GWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 4,1 por ciento.

En enero se anotó un crecimiento intermensual del 4,4 % respecto de diciembre de 2022, cuando alcanzó los 13.024,7 GWh. Además, se registró una potencia máxima de 27.420 MW, el 19 de enero de 2023, lejos del record histórico de 28.283 MW en diciembre de 2022.

En cuanto a la demanda residencial de enero, representó el 50 % de la demanda total país, con una suba de 5,1 % respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial subió 0,9 %, siendo 27 % del consumo total. Y la demanda industrial reflejó otro 23 %, con un ascenso en el mes del orden del 4,7 %, aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido enero de 2023) tres meses de baja (marzo de 2022, -1,5%; septiembre, -0,6%; y octubre de 2022, -2,2%) y 9 meses de suba (febrero de 2022, 4,7%; abril, 3,4%; mayo, 6,8%; junio, 8,5%; julio, 1,9%; agosto, 1%; noviembre, 7,2%; diciembre de 2022, 4,6%; y enero de 2023, 4,1%). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 3,2 por ciento.

Los registros anteriores muestran que el consumo de febrero de 2022 llegó a los 10.561,2 GWh; marzo, 10.884,5 GWh; abril, 10.149,1 GWh; mayo, 11.730,9 GWh; junio, 13.073,8 GWh; julio, 12.638,9 GWh; agosto, 11.781,4 GWh; septiembre, 10.310,02 GWh; octubre, 10.217,09 GWh; noviembre, 11.319,3 GWh; diciembre de 2022, 13.024,7 GWh; y, por último, enero de 2023 alcanzó los 13.592,5 GWh.

CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia, en enero, 12 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Corrientes y San Luis (-7%), Misiones (-6%), Formosa (-5%), EDES, La Rioja y Chaco (-3%), San Juan (-2%), Tucumán, Salta, Catamarca y Neuquén (-1%).

Por su parte, 14 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo: Chubut (33%), EDEN (9%), Santa Cruz y La Pampa (8%), Santiago del Estero, Santa Fe y Entre Ríos (7%), EDELAP (5%), Jujuy, Río Negro y EDEA (3%), Córdoba (2%), entre otros. Por su parte, el consumo eléctrico de Mendoza se mantuvo igual al de enero del año anterior.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron el 31% del consumo del país y totalizaron un ascenso conjunto de 6,8%, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 6,3%, mientras que en EDESUR la demanda ascendió 7,5%. El resto del país subió en su consumo un 2,3 por ciento.

En cuanto a las temperaturas, el mes de enero de 2023 fue más caluroso en comparación con enero de 2022. La temperatura media fue de 26.9 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 26.2 °C, y la histórica es de 24.6 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables. En enero, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.635 GWh contra 1.980 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación positiva del 33 por ciento.

Asimismo, el informe destaca que, si bien se encuentran los caudales por debajo de sus valores históricos para el periodo, se observa un aumento en las principales cuencas comparado con el mismo mes del año anterior.

Con un despacho térmico menor, el consumo de combustible terminó siendo menor si comparamos mes a mes a nivel del total. En el conjunto de los combustibles alternativos se produjo una baja, mientras que en el gas natural también tuvo un consumo menor.

Así, en enero siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 59,37 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron el 18,51 % de la oferta, las nucleares proveyeron el 4,44 %, y las generadoras de fuentes alternativas 11,53 % del total. Por otra parte, la importación de energía representó el 6,14 % de la demanda.

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YPF Luz y Pampetrol firmaron un acuerdo para desarrollar dos proyectos solares de 80 MW

YPF Luz y Pampetrol firmaron un convenio de colaboración y alianza para la transición energética, en el que se propusieron trabajar conjuntamente para el desarrollo de proyectos de generación solar por una capacidad instalada potencial de hasta 80 megawatts (MW).

De acuerdo a lo que se desprende de este convenio, los proyectos en evaluación en Realicó y General Pico tendrán una capacidad instalada aproximada de hasta 40MW cada uno, pudiendo alcanzar una producción anual de energía de hasta 185GWh. A su vez, esto significará un ahorro de emisiones de dióxido de carbono (CO2) de hasta 100.000 toneladas por año. La inversión en la construcción de cada proyecto se estima entre 20 y 30 millones de dólares, dependiendo de la capacidad instalada que se defina.

En base a esto, el gobernador de La Pampa, Sergio Ziliotto, expresó que el acuerdo “es un paso más en el proceso de reconversión iniciado por la provincia hacia las energías renovables”. Asimismo, remarcó que el objetivo “sigue siendo avanzar hacia la soberanía energética de la provincia y transformarnos de consumidores o proveedores de este recurso”.

Por su parte, el presidente de YPF, Pablo González, sostuvo que “este acuerdo demuestra el compromiso de YPF y de YPF Luz por avanzar en la transición energética a través de la generación de energía renovable, en forma colaborativa y federal”.

Sitios potenciales y pasos a seguir

En primera instancia, los equipos técnicos de YPF Luz y Pampetrol realizarán la identificación de sitios con potencial, la definición de la interconexión, la ingeniería del proyecto, junto con los permisos necesarios.

De igual manera, para continuar con el plan de desarrollo, buscarán alcanzar la viabilidad técnico-económica que permita llevar adelante los proyectos renovables en la provincia y así dar inicio.

YPF Luz ya invirtió US$ 1.850 de dólares para la generación de energía eléctrica y al desarrollo de las energías de fuentes renovables en Argentina. Ahora estos dos proyectos con Pampetrol se suman a la cartera de la firma de energía de la petrolera estatal para contribuir con la transición energética.

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, Redaccion EconoJournal

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MEGSA-CAMMESA: Ofertas de provisión de gas para marzo totalizaron 27,15 MMm3/día

A solicitud de CAMMESA, el Mercado Electrónico del Gas realizó la tradicional subasta mensual para el abastecimiento interrumpible de gas natural para marzo 2023 en la que podían participar Productores y Comercializadores en general.

Recepcionó 11 ofertas por un total de 2.050.000 M3/día, con precio promedio ponderado de U$S 2,13 el millón de BTU en el PIST y 2,46 dólares puesto en el Gran Buenos Aires.

De estas ofertas 1 correspondió a productores de la cuenca Noroeste, por 300 mil m3/día y precios de U$S 2,17 el MBTU en el PIST y U$S 2,44 en el GBA.

Otras 3 ofertas provinieron de Tierra del Fuego, por un total de 500 mil m3/día y precios de entre U$S 2,03 en el PIST y U$S 2,44 en el GBA.

Desde Santa Cruz se anotaron 3 ofertas, por un volúmen diario de 500 mil m3 y precios de entre 2,06 dólares rl MBTU en el PIST y U$S 2,45 en el GBA.

Desde Chubut arribaron 3 ofertas, por 550 mil m3/día y precios de entre U$S 2,19 el MBTU en el PIST y U$S 2,49 en el GBA.

Neuquén aportó 1 oferta por 200 mil m3/día a precios de U$S 2,30 el MBTU en el PIST y U$S 2,51 puesto en el GBA.

Asimismo, el MEGSA realizó un concurso de precios para el abastecimiento interrumpible de gas natural para el mismo mes, en el que se recibían ofertas exclusivamente de aquellos Productores que habiendo sido adjudicatarios del Plan Gas.Ar cuenten con volúmenes adicionales. Cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el PG, sin exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de verano.

Recepcionó 18 ofertas por un volumen total de 25.100.000 metros cúbicos diarios y un PPP de 2,83 dólares el MBTU.

Desde Neuquén se anotaron 13 ofertas, por un volumen total de 12,6 MMm3/día y precios de entre U$S 2,15 y U$S 3,00 el MBTU.

Desde Tierra del Fuego llegaron 3 ofertas, por un total de 9,5 MMm3/día y precios de entre U$S 2,77 y U$S 2,81 el MBTU.

Una oferta llegó desde Santa Cruz , por 1 MMm3/día a U$S 2,83 el MBTU y la última llegó desde Chubut, por 2 MMm3/día y un precio de U$S 2,88 el MBTU.

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El certamen Turismo Nacional comenzó con la energía de Puma Energy como combustible y lubricante oficial

Junto a Puma Energy como proveedor oficial de combustibles y lubricantes, el Turismo Nacional (TN) inició este fin de semana una nueva edición de su certamen, uno de los más importantes del automovilismo argentino, en Alta Gracia, provincia de Córdoba. 

A partir de la reciente firma del presidente de la Asociación Pilotos Automóviles Turismo (APAT), Emanuel Moriatis, y el gerente de Marketing de Puma Energy, Lucas Smart, los 86 competidores consiguieron utilizar el combustible y lubricante de la marca con los más altos estándares internacionales.   

Durante la presentación pública de Puma Energy como sponsor del TN, asistieron a la primera fecha en el autódromo “Oscar Cabalén” representantes de la compañía e invitados especiales. 

Agencia VA – Víctor Álvarez – Prensa APAT

En base a esto, Lucas Smart sostuvo: «Estamos muy felices de ser el combustible y el lubricante oficial de esta categoría, lo que nos permite continuar con nuestra estrategia de formar parte del automovilismo nacional. Para nosotros significa un gran paso». 

A su vez, felicitó a los equipos participantes y se refirió a la importancia de esta carrera con presencia en gran parte del país. «Vamos a aprovechar este acuerdo para potenciar más la categoría y también nuestra marca, con la zona de entretenimiento, promociones y acciones para seguir creciendo día a día», aseguró. 

Por su parte, Emanuel Moriatis afirmó:  «Estamos muy contentos con la presencia de Puma Energy en la categoría. Venimos trabajando muy duro y que se sume esta marca, con sus combustibles y lubricantes de calidad, es increíble para nosotros».

Otros proyectos

Además de esta nueva participación en el TN, la empresa líder en el mercado global de energía continúa demostrando su presencia en el deporte motor junto a Gastón Mazzacane en el TC, con el Puma Energy Rally Team en el Dakar y en la reconocida carrera 1000 Millas Sport.

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Galileo Technologies implementó un nuevo gasoducto virtual de GNL

La apuesta al Gas Natural Licuado (GNL), a través de soluciones modulares y de microescala, se presenta como una gran alternativa para las necesidades de las empresas. En este contexto, Galileo Technologies implementó un nuevo Gasoducto Virtual que abastece de GNL a una central térmica en la región de Cuyo, Argentina.

 La planta de licuefacción se encuentra en terrenos de la empresa Transportadora de Gas del Norte (TGN) junto a la planta compresora «La Mora». Los nueve Cryobox están conectados al gasoducto de TGN, operando los siete días de la semana las 24 horas, y producen aproximadamente 120 toneladas de GNL por día.

A través del Gasoducto Virtual se abastece en forma ininterrumpida a la Central Térmica Methax, una planta de generación de 40 megawatts (MW), ubicada en la localidad de Luján de Cuyo en la provincia de Mendoza.

Juan Ojanguren, vicepresidente de Galileo Energía S.A, sostuvo: ““Nuestra tecnología permite licuar gas directamente en pozo, satisfaciendo las necesidades de los clientes y luego transportarlo en isotanques criogénicos por las rutas del país”. “Estamos orgullosos de operar en la región de Cuyo, donde sabemos que estamos asegurando la energía eléctrica que se necesita de forma continua con la tecnología de vanguardia que nos caracteriza”, expresó.

Ventajas del gasoducto virtual

Con isotanques criogénicos, el sistema de Gasoducto Virtual es el encargado de transportar la energía por ruta. De esta manera, con soluciones de GNL de microescala, se pueden alcanzar consumidores que no están conectados a las redes de gasoductos tradicionales.

Además, la posibilidad que la compañía pueda trasportar el combustible desde y hasta lugares remotos, hace que también pueda reducir el impacto ambiental y disminuir los costos operativos de las empresas.

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Antes del invierno estará terminado el gasoducto de Vaca Muerta

Energía Argentina SA afirmó en un informe que la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner está actualmente “a cuatro meses de culminar” y que estará terminado “antes del invierno”. Esto ocurre después de seis meses desde que comenzaron los proyectos. La empresa Energía Argentina destacó los avances logrados como resultado del trabajo conjunto de la empresa, los contratistas y las distintas regiones del Gobierno Nacional y provincias participantes para que nuestro país se beneficie de este importante proyecto en el tiempo previsto. De acuerdo a lo planificado y previsto, las obras avanzan en toda la ruta, según informó el centro de […]

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El mapa del tight gas en la Cuenca Neuquina: principales áreas y operadores

A nivel nacional son tres las operadoras que concentran más del 80% de la producción de gas en arenas compactas. El grueso de las extracciones proviene de áreas en Neuquén y Río Negro. Paralelo a la vedette que es el shale gas de Vaca Muerta aparece el tight gas, el otro recurso no convencional que se desarrolla en el país y representa una buena parte de la producción total. Los principales cuatro bloques están en la Cuenca Neuquina y son operados por tres compañías. Acorde a los datos de la secretaría de energía de Nación, la producción promedio anual (a […]

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Mendiguren presentó un programa para fortalecer el ecosistema PyME de sectores estratégicos

Lanzamiento de la línea de financiamiento Fortalecimiento de Capacidades Institucionales. El secretario de Industria y Desarrollo Productivo de la Nación, José Ignacio de Mendiguren, puso en marcha junto al subsecretario de la Pequeña y Mediana Empresa, Tomás Canosa, una línea para fortalecer instituciones que trabajan para mejorar el ecosistema PyME de sectores estratégicos que impulsan el cambio de la estructura productiva del país. Con esta herramienta, se financiarán proyectos que mejoren la productividad, promuevan el aumento de las exportaciones y el desarrollo de nuevos productos y modelos de negocios. “Estamos generando una fuerte sinergia entre sectores y actores estratégicos para […]

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Vaca Muerta: destacaron boom de producción y competitividad

La formación logró el año pasado un récord histórico con una producción que promedió los 308 mil barriles diarios de petróleo. El crecimiento de Vaca Muerta, con una inversión proyectada para el corriente año de U$S8.000 millones, es una de las principales apuestas del sector empresario y de las autoridades nacionales y provinciales, debido a su potencial para abastecer petróleo y gas al mercado interno y para exportar al mundo, una vez subsanados los cuellos de botella de la distribución a través de gasoductos y oleoductos. Sólo el año pasado, la formación logró un récord histórico con una producción que […]

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San Juan: construirán el tercer parque de energía solar, con aportes del Estado nacional

El desarrollo será realizado por la empresa IMPSA. Demandará un total de u$s40 millones. El 50% lo aportará el Estado Nacional. Con una inversión de u$s40 millones, San Juan construirá un nuevo parque de energía solar en la provincia que generará 50 MW. Se trata del proyecto Parque Fotovoltaico Ullum Alfa y será desarrollado por la empresa IMPSA, donde el estadio nacional cuenta con mayoría accionaria. El informe publicado por McEwen Mining en Canadá destaca el alto potencial de Los Azules, un proyecto que apunta a extraer “cobre verde” y agregar valor industrial a ese mineral. El gobernador de San […]

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En Santa Cruz la producción de metales creció 210% de 2008 al 2022

El dato fue informado en la “Comisión de Minería” de la Cámara de Diputados de la Nación por el Ministerio de Producción. El registro muestra cómo el Macizo del Deseado se transformó en un modelo productivo en oro y plata a nivel país para la actividad. En el 2023 se cumplen 25 años del desarrollo de la industria madre en Santa Cruz, y el distrito patagónico asoma a nivel nacional liderando la producción de oro y plata, y las exportaciones de los commodities. Se trata de una de las provincias argentinas de mayor competitividad para atraer inversiones sin dejar de […]

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Cerro Amarillo: por qué es fundamental para poner a Mendoza en el mapa mundial de exportaciones

El Senado aprobó la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) para el proyecto de exploración ubicado en Malargüe, que trabajará en el marco de la Ley 7722 y usará el sistema de perforación de diamantina. Argentina en uno de los principales países del mundo con potencialidad para producir el mineral que se usa para telecomunicaciones, transporte e industria y que quintuplicará su demanda en los próximos cinco años. El cobre es uno de los minerales con mayor demanda y mayor proyección a futuro en el mundo por sus múltiples aplicaciones en la construcción, las telecomunicaciones, la electrónica y el transporte, y […]

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Argentina debe a fraccionadores de gas natural licuado más de $3.500 millones

El gobierno argentino debe más de $3.500.000.000 a las empresas de fracturación de gas licuado. La Cámara Argentina de Empresas de Gas Licuado (CEGLA) interpuso un recurso administrativo ante el Ministro de Economía para recuperar los fondos que la industria adeuda al gobierno desde hace más de seis meses y que están realizando la fracturación del gas en garrafas, que abastece 20 millones de argentinos, insostenible. El gobierno decidió subsidiar a los consumidores a través del Programa Hogar mientras compensaba a los fraccionadores y al resto de la cadena industrial con una Asistencia Económica Transitoria (AET), establecida por la Resolución […]

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Litio y Electromovilidad: La Cámara de Litio de América Latina se reunió con la Cámara de Importadores y Exportadores de Taipei

Pablo Rutigliano, presidente y fundador de la Cámara de Comercio de América Latina, fue recibido por Ian Chen, presidente de la Cámara de Importadores y Exportadores de Taipei, Tsung, Hsu-Shun y Anita Fang, así como otros representantes de las 6.000 empresas que están operando actualmente en Taiwán y alrededor del mundo. La reunión se llevó a cabo de acuerdo con toda la etiqueta internacional con el objetivo de centrarse en el intercambio económico, social y sostenible para Argentina y el resto de América Latina. “La importancia y sinergias logradas entre ambas Cámaras sobre el modelo de transición energética de construcción […]

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Mendoza Activa 4: Economía impulsa inversiones con mirada federal y buscando la eficiencia hídrica y energética

En los dos primeros llamados, la cuarta edición del programa ha generado 1.418 proyectos de inversión por un total de $33.878.441. San Rafael, Luján de Cuyo, Maipú y San Martín son los departamentos con mayor participación. El programa de fomento a la inversión privada, Mendoza Activa, continúa impulsando inversiones en el sector privado. Tras el cierre del segundo llamado de la cuarta edición, la iniciativa de la cartera económica provincial ya generó 1.418 proyectos por un total de $33.878.441. “Bajo un concepto federal, es que llevamos esta herramienta a cada rincón de la provincia. Tras el último cierre, y al […]

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Los desafíos para una aviación propulsada por hidrógeno

El transporte aéreo propulsado por hidrógeno es una solución prometedora para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Considerando las desafiantes propiedades de los fluidos y el impacto en el sistema general de la aeronave, actualmente optimizado para combustible convencional, se requiere de un gran esfuerzo de investigación que permita superar varios desafíos importantes para introducir el hidrógeno en el mercado aeronáutico. El hidrógeno como combustible o energía a bordo permitirá la eliminación completa del CO2, pero sólo si se produce a partir de fuentes renovables. El hidrógeno es un verdadero combustible sin carbono, sin embargo, la producción […]

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YPF designó nuevo director de Supply Chain, un área clave para la relación con los contratistas

El CEO de YPF, Pablo Iuliano, designó a Andrés Ponce como nuevo director de Supply Chain, un área clave para la relación con las empresas contratistas de la petrolera controlada por el Estado nacional. Ponce reemplazó en el puesto a Walter Actis, quien seguirá dentro de la compañía, según confirmaron fuentes de la empresa.

El directivo tiene un perfil bastante distinto al de Actis. Es menos corporativo y con mayor conocimiento del entorno neuquino, ya que vivió buena parte de su vida en Cipolletti y entiende cómo funciona el entramado de empresas de servicios de la provincia. La designación de Ponce, ingeniero mecánico recibido en la Universidad Nacional de La Plata, tiene que ver con la estrategia de acercar la corporación YPF al territorio y mejorar la relación con los contratistas.

Andrés Ponce cuando se desempeñaba como gerente de Operaciones NOC Oil.

Ponce es un directivo de confianza de Iuliano, con quien trabajó en forma estrecha durante los últimos 15 años. Se desempeñó como gerente ejecutivo de Áreas No Operadas de YPF desde febrero de 2022 hasta la actualidad. También fue gerente de Región Este No Convencional (septiembre 2020 a julio de 2022), gerente de Operaciones NOC Oil (enero de 2019 a septiembre de 2020) y gerente de Ejecución de Proyectos (abril de 2018 a enero de 2019). Durante esos fue responsable de las ejecuciones de proyectos de desarrollo en Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur y Aguada del Chañar. Antes había sido gerente de Producción del área El Orejano e ingeniero de integridad de el yacimiento El Portón, entre otras funciones. Cuenta con amplia experiencia en gerencia de negocios e ingeniería de obras.

«Andrés es un excelente profesional que en su inmediata asignación anterior realizó un excelente trabajo con nuestros socios. Una personal que resuelve problemas y tiene un buen trato y comunicación tanto hacia afuera como hacia adentro de la compañía», señalaron a EconoJournal fuentes de YPF que también destacaron su conocimiento de todo el abanico de sectores en upstream (operaciones, mantenimiento, obras, perforación y fractura) y su buen relacionamiento con las pymes.

Con respecto a Walter Actis desde la empresa remarcaron que seguirá en la compañía. «Vamos a aprovechar la experiencia de Walter en una posición transversal, es el encargado del seguimiento de los proyectos críticos, que, si bien siguen bajo la responsabilidad de ejecución de cada vicepresidencia, va a desarrollar esta tarea que nos permitirá enfocarnos en las obras críticas en un escenario de alta demanda y competencia de recursos entre proyectos».

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, Redaccion EconoJournal

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República Dominicana se alista para nuevas licitaciones de energías renovables

Andrés Astacio, superintendente de electricidad de la República Dominicana, aseguró que desde el sector público siguen apostando a la masificación de energías renovables.

Al respecto, el superintendente Astacio develó durante una entrevista con Gastón Fenés, director de Energía Estratégica, que ya están preparando el mercado para hacer un llamado a licitación para estas alternativas de generación sostenibles.

“Se están dando los últimos toques para el pase a los procesos competitivos para la contratación de energías renovables”, declaró en exclusiva para este medio.

Como ya han avanzando en las adaptaciones reglamentarias y legales para viabilizar estos procesos competitivos, solo estarían a la espera de que el ejecutivo defina una fecha para su lanzamiento oficial. Por lo pronto, ya se evalúan contratos de 10 a 15 años referenciados en dólares aunque la moneda de pago sea en pesos dominicanos, el establecimiento de garantías de fiel cumplimiento (como ocurre en las licitaciones de gas natural) y se está realizando el estudio de penetración de energías renovables por regiones del país para que exista una guía objetiva a partir de la cuál definan qué tecnología tendrá prioridad en determinadas zonas.

Como se avecina el nuevo proceso de licitación, Astacio indicó que en coordinación con otros organismos de gobierno ya estarían acelerando el cierre de aquellas contrataciones bajo el antiguo régimen que aún estaban pendientes de confirmación para su concesión definitiva.

“Por una cuestión de garantías jurídicas y de continuidad de derechos adquiridos había que darles cierre antes de pasar al nuevo régimen de contratación”, aseguró.

A través de ellas el gobierno podrá acercarse al cumplimiento de su meta para alcanzar el 25% de cobertura de la demanda eléctrica con renovables al 2025.

Ahora bien, el nuevo mecanismo contemplaría la quita de incentivos a estas tecnologías por lo que se abrirían nuevos retos para garantizar su competitividad.

“Se está planteando un modelo de primas que tuvo su razón de ser cuando las tecnologías no eran competitivas y ya abrirnos a un modelo de mayor competencia en el que haya una formulación de precios y de contratos a través de las mejores ofertas”, argumentó.

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El gobierno de Argentina confirmó que trabaja en modificar la ley de generación distribuida

La Secretaría de Energía de la Nación continúa abierta a modificar la normativa actual de la generación distribuida, con tal de darle un mayor avance en todo el país y cumplir con los objetivos previstos tanto en la Ley N° 27424 como en la N° 27191 y los diferentes planes de mitigación del cambio climático. 

Tras la reunión del Consejo Federal de Energía, donde el gobierno reconoció que “la generación distribuida no se ha desarrollado en el país como hubiese gustado a todos” y escuchó iniciativas para su fomento, el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Santiago Yanotti, vaticinó que se analizan alternativas a implementar en el futuro. 

“La Sec. de Energía convocó la comisión de marco regulatorio del Consejo Federal de Energía para discutir modificaciones de la normativa de GD que permita un mayor desarrollo, porque la realidad es que de lo previsto en la ley, no se logra cumplir y muchas provincias informan que la norma impide el avance, según las regulaciones propias, ya que se inyecta sobre redes de distribución, que son jurisdicciones provinciales”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica

Por ejemplo, una de esas modificaciones está vinculada con la generación distribuida comunitaria / colectiva, que ya es una realidad en Córdoba, Mendoza y Santa Fe y también se analiza en la provincia de Buenos Aires; o que el lugar de inyección no sea el mismo que el punto de consumo, ya sea porque el recurso es mejor en otro lugar o porque un usuario no cuente con suficiente espacio para instalar sistemas renovables. 

“Hay cuestiones que son resoluciones de la Secretaría de Energía, otras modificaciones que necesitan gestionar un decreto del presidente de la Nación e, incluso, estamos analizando proponer una modificación de la Ley N° 27424 en el Congreso de la Nación”, afirmó Yanotti. 

“De hecho tenemos borradores hechos, pero no se darán a conocer hasta no recibir el aporte de las provincias para enriquecer los proyectos”, agregó. 

Es decir que se mantiene firme la idea que el funcionario manifestó meses atrás tras un evento de la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina, en donde planteó que propondría una regulación más amplia para la generación distribuida en Argentina. 

Y cabe recordar que el gobierno ya recibió una propuesta para replicar el modelo de Pequeños Medios de Generación Distribuido de Chile (PMGD – límite de hasta 9 MW de potencia), o la normativa de generación distribuida de Brasil (hasta 5 MW) para seguir impulsando las renovables en el país.

Por otro lado, el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación le confirmó a este portal de noticias que se trabaja en material regulatorio sobre el almacenamiento de energía y su relación con la electromovilidad. 

“Entendemos que urge avanzar con un análisis minucioso y profundo de la regulación del almacenamiento, sobre todo en la electromovilidad, que el impacto es importante y contribuirá a necesitar mejor inversión o darle mayor confiabilidad en el sistema. Aunque para ello se aguardará algunas semanas más, dado que se pretende escuchar a los actores del sector y enriquecer las iniciativas”, concluyó. 

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Puerto Rico: autoridades se alinean para el uso de nuevos fondos en el sector energético

El Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico (DDECPR) comunicó a Energía Estratégica que este año recibirán importantes paquetes de fondos dirigidos a generar un impacto positivo en territorio.

Sin ir demasiado lejos, la semana pasada el Departamento del Tesoro de los Estados Unidos anunció que Puerto Rico recibirá hasta $109 millones para promover el crecimiento y el espíritu empresarial de las pequeñas empresas a través del rescate estadounidense del presidente Biden. Pero aquello no sería todo. 

Carlos Tejera, director del Programa de Política Energética del DDECPR, quien se encontraba reunido en Washington DC con otros directores de Energía de Estados y Territorios cuando se realizaron esos anuncios, señaló a este medio que están realizando acciones coordinadas con la administración federal para promover una economía sostenible con gran participación de energías renovables.

“Realizamos reuniones informativas pero también para alinear esfuerzos para el uso de los fondos de la Bipartisan Infrastructure Law (BIL) y de la Inflation Reduction Act (IRA)”, reveló Tejera.  

En ambos de estos casos Puerto Rico ha recibido a través de la oficina de Energía, paquetes que se destinarán a distintas situaciones y segmentos del mercado.

Por un lado, con la intención de generar un impacto a las comunidades de bajos y medianos recursos económicos, impulsarán el Programa de Climatización a partir de USD 38 millones a 5 mil hogares adicionales por el periodo de los próximos cuatro años.

“Estamos próximos a lanzar este Programa a la competencia para que sea seleccionada la entidad que pueda ayudarnos a implementarlo en estos cuatro años”, adelantó en referencia a una próxima convocatoria pública que abrirán desde el DDECPR. 

Otra de las novedades es que a través del Inflation Reduction Act (IRA) llegarán dos paquetes de fondos de USD 42 millones cada uno para eficiencia energética en hogares de bajos y medianos recursos económicos y recambio de electrodomésticos, en el marco del State Energy Program en Puerto Rico.

“Cuando se publique la guía en junio o julio esperamos tener una idea más clara de cuándo estarán disponibles esos fondos este año. De igual modo, estaremos trabajando para poder hacer el proceso de competencia a nivel de procurement de las compañías o instituciones sin fines de lucro que nos estarían ayudando a implementar los programas”.

Y finalmente, haciéndose eco del anuncio del Departamento de Energía (DOE) en el cual se aseguraba la asignación de un billón de dólares para energía solar destacó la importancia de su rápida implementación en Puerto Rico.

“Este es otro de los programas en los que quizás estemos participando. Aún no lo sabemos porque aún no se ha definido cómo se distribuirá este fondo pero de seguro desde nuestra oficina colaboraremos con otras entidades gubernamentales para asegurar que los fondos lleguen a las personas, pueda adelantarse la meta del 100% energías renovables y logremos un sistema resiliente en estas islas donde tenemos tantos retos de disponibilidad de energía en momentos críticos como amenazas de huracanes y terremotos”, añadió Carlos Tejera, director del Programa de Política Energética del Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico.

Exclusiva: Puerto Rico prepara una segunda convocatoria del programa Apoyo Energético 

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SMA se propone un aumento de ventas en inversores del 15% en México para este año

En México, cada vez son más demandadas las aplicaciones fotovoltaicas que le permiten al usuario una mayor autonomía a la hora de satisfacer sus necesidades energéticas.

Con el objetivo de sentar las bases para una transición energética en la región, SMA ofrece soluciones inteligentes para la instalación de energía solar en hogares y para aplicaciones comerciales, industriales y a gran escala.

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Iván Michel, director de ventas de la corporación, vislumbra un fuerte crecimiento en el corto plazo: “Para este año, esperamos un incremento de la demanda nuevamente de entre un 10 y un 15% a nivel local”.

A través de esa declaración, el ejecutivo comenta que durante el 2022 SMA experimentó un crecimiento de esa magnitud, impulsado por la demanda de generación distribuida a nivel industrial y comercial (C&I). Este año esperan un aumento similar.

No obstante, a ello, Michel advierte que la temporada pasada se vio influida por factores internacionales que intervinieron dentro de la demanda y la oferta de México, como la guerra de Ucrania con Rusia y las estrategias comerciales entre China y Estados Unidos.

Por ello, según el directivo, durante el pasado año las cadenas de suministro sufrieron graves afectaciones, sobre todo, por la falta de microchips y otros componentes electrónicos que limitaron la producción de muchas plantas. 

“A pesar de que la demanda de producto fue bastante buena, no pudimos cumplir con muchos compromisos a nivel producción. Los clientes tuvieron que inclinarse por la opción que en ese momento tenía stock en el país y dejar de lado sus preferencias”, comenta.

¿En el 2023 podría continuar esta tendencia? Para Michel es probable que sí, aunque considera que tampoco se transformará en una limitante para que pueda desarrollarse el mercado.

 

Proyectos a gran escala

Actualmente, el especialista en ventas aclara que sigue esperando esa reactivación a nivel Utility que podría ser, “la cereza del pastel”.

“Si México logra nuevamente reactivar el segmento del Utility Scale en su mercado, se convertiría nuevamente en uno de los mercados más prodigiosos no solamente en Latinoamérica, sino en todo el continente”, enfatizó.

A nivel Utility Scale, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) busca que los nuevos proyectos de generación de gran escala en México incluyan baterías, sobre todo, para la función de respaldo de la red.

“Como los proyectos de gran escala están un tanto pausados hoy día en México, todavía no vemos esa tendencia hecha realidad, pero sabemos que a la mayor parte de nuevas iniciativas se les solicita un 10% de su capacidad instalada en storage”, alerta Michel al respecto.

“Definitivamente los sistemas con respaldo de batería se están volviendo una tendencia a nivel global. Pero en el caso de México es todavía un tanto prematura, debido principalmente a la aún baja penetración de estas tecnologías a la red,  los costos de la energía por los subsidios, y la falta de una regulación clara en materia de almacenamiento con baterías, que limitan el ánimo de los clientes por invertir más en estas soluciones”, agregó.

 

La gran apuesta energética de SMA al futuro energético

México se ha consolidado como un país con una gran industria automovilística y de acuerdo al testimonio de Iván Michel, ha ganado la batalla en toda Latinoamérica.

Las intenciones de las nuevas plantas de fabricación de automóviles buscan sumar cada día más coches eléctricos en su línea de producción.

La visión de SMA sobre el futuro energético mundial consiste en lograr integrar las diferentes tecnologías que conviven en un sistema eléctrico para convertirse en un administrador de un sistema integral de gestión de la energía, que comunique sistemas que generalmente trabajan de forma independiente.

En este sentido, Michel explicó cómo sería la dinámica de su gran apuesta: “Hoy el coche eléctrico y los sistemas fotovoltaicos actúan de manera independiente. La propuesta de valor hacia el futuro consiste en hacer interactiva la convivencia entre tecnologías de manera que el usuario pueda optar por cargar su vehículo 100% con energía verde producida por sus paneles solares.

Con su EV Charger para aplicaciones residenciales y comerciales que ya está disponible en el mercado, SMA está logrando esa integración entre equipos. “Con este sistema el usuario puede elegir cargar el coche 100% con la energía de sus paneles o de manera híbrida con apoyo de la red”, concluyó.

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ANEEL confirmó la primera subasta de transmisión del 2023 de Brasil

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil lanzó la convocatoria para la primera subasta de transmisión del año del país, prevista para el viernes 30 de junio del corriente año en la ciudad de Sao Paulo. 

Tras casi dos meses de consulta pública y 237 aportes del sector energético, la entidad abrió el proceso licitatorio que contempla la construcción y mantenimiento de 6184 kilómetros de nuevas líneas de transmisión y 400 MVA en capacidad de transformación de subestaciones. 

Ampliación del sistema de transporte que servirá tanto para atender la expectativa de contratación de grandes cantidades de energía provenientes de proyectos renovables, como también para disponer de los excedentes fotovoltaicos y bioenergéticos en ciertas regiones y brindar una mayor confiabilidad en el servicio en las regiones metropolitanas.

Las obras se dividirán a lo largo de nueve lotes entre los estados de Bahía, Espírito Santo, Minas Gerais, Pernambuco, Río de Janeiro, São Paulo y Sergipe. 

Mientras que los contratos adjudicados tendrán una vigencia de 30 años, pero los 33 proyectos de infraestructura eléctrica se reparten en plazos máximos de ejecución de 36, 60 y 66 meses, dependiendo del tipo de obra y de la entidad federativa donde se ubiquen. 

Además, desde ANEEL estiman que las inversiones alcanzarán los 15800 millones de reales y generarán cerca de 29500 nuevos puestos de trabajo directos e indirectos. Hecho que, de concretarse, superaría cualquier récord de inversión jamás logrado por una subasta de transmisión promovida por la entidad.

Así se reparten los lotes de la subasta de transmisión N° 1/2023: 

Lote 1 (Bahía y Minas Gerais) 

LT 500 kV Juazeiro III – Campo Formoso II C1, CS – 101 km.
LT 500 kV Campo Formoso II – Barra II C1, CS – 312 km.
LT 500 kV Buritirama – Barra II C1, CS – 107 km.
LT 500 kV Barra II – Correntina C1, CS – 285 km.
LT 500 kV Correntina – Arinos 2 C1, CS – 309 km.
Tramos de LT 500 kV entre SE Correntina y el tramo de LT 500 kV Bom Jesus da Lapa – Rio das Éguas C1, CS – 1 km cada uno.
SE 500 kV Campo Formoso II.
SE 500 kV Bar II y Compensación Síncrona (-200/+300) Mvar.
SE 500 kV Correntina.

Lote 2 (Bahía y Minas Gerais)

 LT 500 kV Gentio do Ouro II – Bom Jesus da Lapa II C2 e C3, CS – 269 km cada una.
LT 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Jaíba C1 e C2, CS – 245 km cada una.
LT 500 kV Jaíba – Buritizeiro 3 C1 e C2, CS – 291 km cada una.

Lote 3 (Minas Gerais)

LT 500 kV Buritizeiro 3 – São Gonçalo do Pará, C2, CS – 351 km.

Lote 4 (Minas Gerais)

LT 500 kV Janaúba 6 – Presidente Juscelino, C1, CS – 298 km.

Lote 5 (Bahía, Minas Gerais, Espirito Santo)

LT 500 kV Morro do Chapéu II – Poções III C2, CS – 336 km.
LT 500 kV Poções III – Medeiros Neto II C2, CS – 316 km.
LT 500 kV Medeiros Neto II – João Neiva 2 C2, CS – 276 km.
LT 500 kV João Neiva 2 – Viana 2, C2 – 77,5 km.

 Lote 6 (Bahía y Sergipe) 

LT 500 kV Xingó – Camaçari II C1 e C2, CD – 355 km.

Lote 7 (Minas Gerais y Río de Janeiro)

LT 500 kV Governador Valadares 6 – Leopoldina 2 , C1 e C2, CD – 2 x 318 km. 
LT 500 kV Leopoldina 2 – Terminal Rio C1 e C2, CD – 2 x 191 km;
SE 500 kV Leopoldina 2

Lote 8 (Pernambuco)

LT 230 kV Recife II – Bongi C1 y C2 – 19 km (tramos aéreo y subterráneo)

Lote 9 (Sao Paulo)

SE 500/138 kV Água Vermelha – Transformación 500/138 kV – (3+1 res.) x 133 MVA, incluida la instalación del sistema de automatización para controlar el flujo de reactivos.

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Celsia presentó resultados financieros: ingresos aumentan 35,9% aunque la ganancia neta baja

Celsia, empresa de energía del Grupo Argos, presenta los resultados consolidados de 2022, que en su mayoría son crecientes y muestran los frutos de la inversión en la transición energética que se ha planteado la compañía desde hace varios años.

Resultados financieros:

Los resultados operacionales fueron destacados durante el cuarto trimestre debido a una mayor cantidad de energía vendida, a la disposición de nueva infraestructura eléctrica que ha fortalecido el sistema y brinda mayor confiabilidad a los clientes en el Valle del Cauca y el Tolima, y a la profundización de los productos y servicios relacionados con eficiencia energética. En Panamá, la operación estuvo afectada en el trimestre debido a un evento en el río Estí que impactó la generación de energía en el complejo de Celsia Dos Mares.

Ingresos consolidados

4T: $1,76 billones (+46%). Las operaciones en Colombia alcanzaron ingresos por $1,62 billones representando el 92% y Centroamérica sumó $145.000 millones aportando el 8%.
2022: $5,58 billones (+ 35,9%).

Costos de ventas

4T: $1,32 billones (+60,3%), explicado principalmente por mayores costos fijos de materiales, operación y mantenimiento.
2022: $3,87 billones registrando un crecimiento de 36,9%.

Ebitda

4T: $444.000 millones (+10,3%), debido a un margen de contribución positivo de todos los segmentos, incluyendo las plataformas de inversión y una mayor cantidad de infraestructura puesta a disposición para los clientes.
2022: $1,78 billones (+ 30,1%) y un margen ebitda del 32%.

Impuestos a las ganancias

4T:  $81.300 millones (+105%) debido al incremento en la tasa nominal de impuestos y a un mayor volumen de ingresos por venta de activos a las plataformas.
2022: $314.800 millones (+65,5%).

Ganancia neta consolidada

4T: $13.200 millones. En el resultado atribuible a propietarios de la controladora se registró una pérdida de $19.000 millones.
2022: $442.700 millones (-18,7%) y la ganancia neta atribuible a propietarios de la controladora fue de $276.000 millones.

En el trimestre se registraron transacciones no recurrentes* asociadas al descuento de cartera vendida relacionada con la senda tarifaria, a deterioros de algunos activos (Porvenir II y fideicomiso BLM), que se realizan normalmente en el cierre de año. Al realizar los ajustes, la ganancia neta consolidada en el cuarto trimestre sería $73.740 millones (en comparación con $135.904 millones en 2021) y la atribuible a propietarios de la controladora $43.346 millones (en comparación con $113.239 millones en 2021).

*Estos movimientos excepcionales tienen efecto solo sobre el trimestre y no marcan una tendencia sobre la operación de la compañía.

Deuda consolidada

Trimestre: $5,66 billones y un indicador de apalancamiento de 3 veces deuda neta a ebitda. La compañía logró el reperfilamiento a un plazo entre 2 y 5 años de vencimientos que tenía en 2023 por $820.000 millones.

Inversiones

En 2022 se invirtieron $500.000 millones en redes y subestaciones, en nuevos circuitos y en sistemas de control para mejorar la confiabilidad. La inversión en Tolima fue por $143.000 millones y en Valle del Cauca por $357.000 millones. Todas estas inversiones con el objetivo de mejorar los indicadores de calidad del servicio.

Hecho relevante: Reducción de la tarifa de energía

El cuarto trimestre estuvo enmarcado por hechos coyunturales del sector, especialmente el relacionado con la reducción de la tarifa, impulsado por el Gobierno Nacional. La compañía se acogió a los lineamientos del ministerio de Minas y Energía en esta materia y participó en conjunto con otras empresas del sector para construir soluciones sostenibles a la coyuntura de las tarifas de energía.

Los clientes de energía de Celsia en el Valle del Cauca y en el Tolima percibieron una reducción en las tarifas de electricidad en la factura que recibieron a partir de los meses de noviembre y diciembre de 2022. Con la reducción acumulada de ambos meses, la tarifa en estas regiones rebajó entre el 2,5% y el 8%, según las condiciones particulares de cada mercado. Como generador, Celsia realizó una disminución promedio del precio de la energía cercano al 9% a los comercializadores con los que tiene contratos de venta de energía.

Plataformas de inversión:

Las plataformas son alianzas con compañías especializadas que aceleran el crecimiento en los negocios con un uso racional del capital. Celsia cuenta con cuatro plataformas de este tipo:

Caoba: plataforma de crecimiento en activos de transmisión. Cerró el año con unos ingresos por cerca de $224.000 millones con un crecimiento de 23,7% y un ebitda por casi $195.000 millones creciendo al 25%.
C2 Energía: plataforma de crecimiento relacionado con granjas solares mayores a 8 MWp. Cerró el año con ingresos por $26.400 millones y un ebitda de $20.200 millones.

Aliado de Caoba y C2 Energía: Cubico Sustainable Investments

Laurel: plataforma en alianza con Bancolombia que atiene a clientes con energía solar en proyectos menores a 8 MWp.  Cerró con ingresos por $3.300 millones y un ebitda de $1.060 millones.
Tesorito: termoeléctrica a gas.  Registró ingresos desde su entra en operación comercial en el último trimestre del año por $39.600 millones y un ebitda de $31.700 millones. Socios: Canacol Energy y Proeléctrica.

«Al cierre de 2022 y pese al incremento tan fuerte en las tasas de interés, la compañía mantiene un diferencial positivo equivalente a 131 pb entre la rentabilidad sobre el capital invertido (ROCE) que se ubica en el 14,33% en comparación con el costo promedio ponderado de capital (WACC) que se ubicó en 13,02%. Este resultado nos permite mostrarles que la compañía sigue creando valor: los proyectos de crecimiento implementados, así como la creación y gestión de las plataformas de inversión, están dando resultados positivos y esperamos mantener esa senda por los próximos años, mientras se mantengan condiciones claras y de estabilidad en el sector», agregó Ricardo Sierra.

Propuestas para la Asamblea de Accionistas

La presentación de estos resultados antecede la Asamblea de accionistas que se llevará a cabo el próximo 29 de marzo, donde se llevarán, entre otras, las siguientes propuestas:

Propuesta de distribución de utilidades

El proyecto es distribuir $302.800 millones que equivalen a un dividendo por acción de $283 que representa un crecimiento de 11,9% respecto al dividendo ordinario del año anterior. «Consideramos que los accionistas deben tener un apoyo de liquidez en estos momentos en los que particularmente el precio de la acción está muy golpeado, pese a los buenos resultados operacionales y financieros de la compañía,» dijo Ricardo Sierra.

Readquisición de acciones por un monto hasta de $300.000 millones

El programa de readquisición, que estaría abierto por tres años, se propondrá a la Asamblea de accionistas con el objetivo de ofrecer un mecanismo que le permita tener liquidez a los inversionistas sin afectar la formación del precio, y para la compañía representaría una disminución de las acciones en circulación lo que debería impactar positivamente algunos indicadores financieros como la utilidad por acción y el retorno sobre el patrimonio, sin afectar la solidez financiera.

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Puerto Rico adelanta el cronograma de su tercera licitación de renovables y almacenamiento

Accion Group, en su calidad de coordinador independiente (CI) de la segunda y tercera convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energías renovables y almacenamiento en Puerto Rico, compartió el calendario tentativo para el denominado “RFP tranche 3”. 

En una primera sesión informativa para partes interesadas realizada el pasado viernes 17 de febrero, portavoces del CI adelantaron que en las próximas semanas publicarán los documentos vinculados a este proceso que tiene como objeto la contratación de 500 MW renovables y 250 MW de capacidad equivalente para el almacenamiento energético.

Desde este mismo mes de febrero está abierto el sitio web del tranche 3 PREB-IC T3 RFP. Allí no sólo se encontrarán aquellos documentos, sino que también se harán nuevos anuncios oficiales y se responderán a consultas generales y particulares de quienes se registren (ver más).

Para dar respuesta a las consultas adicionales que surjan sobre los pliegos se llamará a una segunda sesión informativa durante este mes de febrero y se responderán dudas de manera telemática vía Microsoft Teams.

¿Cómo seguirá el proceso? En marzo se prevé que sea el cierre del periodo de comentarios, esto sería tres semanas después de la publicación de los borradores de los documentos de RFP. Y posteriormente, dos semanas después del período de comentarios, se procederá a publicar el RFP final.

Se calcula que ya en el mes de abril, a una semana después de la publicación de la RFP final, se realizará la publicación del formulario de oferta en línea. Lo que podrá desencadenar una tercera sesión de partes interesadas (una semana después de la publicación de la RFP final) para poder dar lugar a comentarios adicionales.

Y, mientras que en mayo se propone que sea la fecha de vencimiento de la oferta (6 semanas después de la publicación de la RFP final); en junio Accion completaría la «cura» y la revisión de cumplimiento (3 semanas después de la fecha de la oferta) para finalmente proporcionar una revisión al Comité de Selección.

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La nueva subasta de Cargo por Confiabilidad abre una ventana de oportunidades para la energía solar

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha convocado una nueva subasta de expansión para la asignación de obligaciones de energía firme (OEF), entre generadores de energía, desarrolladores de proyectos inversionistas, con el fin de garantizar el abastecimiento futuro de energía eléctrica a precios eficientes -VER RESOLUCIÓN  AL PIE-.

El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) será el encargado de realizar este año dicha subasta, para el período de vigencia comprendido entre el 1 de diciembre de 2027 y el 30 de noviembre de 2028, y en la misma podrán participar todas las personas jurídicas, personas naturales o agentes que representen comercialmente plantas o unidades de generación de energía existentes, existentes con obras, especiales y nuevas.

En una entrevista para Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, analiza las oportunidades que esta nueva convocatoria genera para las energías renovables.

¿Esta subasta es una oportunidad para las energías renovables?

Sí, es una oportunidad de tener ingresos fijos y adelantar ingresos.

Las plantas de generación fotovoltaica que son de rápida instalación pueden acceder a un incentivo por entrar en operación antes del 1 de diciembre de 2027.

¿Qué permite el Cargo Por Confiabilidad?

Que una planta de generación solar, eólica, entre otras fuentes primarias, tenga ingresos hasta por 20 años.

¿Qué debe cumplir el interesado en participar?

El proyecto de generación debe tener concepto de asignación de capacidad aprobado por la UPME.

¿En qué consiste el incentivo de entrar temprano?

Si la planta o unidad de generación inicia operación comercial entre el 1 de diciembre de 2025 y el 30 de noviembre de 2027, el agente que la representa podrá anticipar el inicio del período de vigencia de la OEF que le fue asignada en el proceso de subasta.

¿Cree que la conexión será un reto?

El procedimiento de conexión se va mejorando en la medida que se va implementando, de tal manera que veo que el procedimiento de la CREG 075 será muy amigable con las siguientes solicitudes que se presenten por parte de los promotores de proyectos.

¿Cuántas subasta de este tipo se han realizado en Colombia?

Tres, iríamos para la cuarta subasta. La última cerró con 15,1 dólares (USD) por megavatio-hora (MWh).

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Total Eren entra al mercado hondureño de energías renovables a través de un proyecto eólico de 112 MW

Total Eren, un productor independiente líder en energía renovable («IPP») con sede en París, anunció su entrada en Honduras con su primer proyecto eólico “San Marcos” el cual estará ubicado en San Marcos de Colón, en el departamento de Choluteca de Honduras. Se trata de una de las inversiones extranjeras más importantes de un proyecto de energía renovable en Centro América.

El 14 de febrero de 2023, Total Eren finalizó la contractualización de los nuevos términos del Contrato de Compraventa de Energía (o «PPA” por sus siglas en inglés) con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica de Honduras (ENEE) en el cual se contrata la compraventa de la energía que generará la planta eólica San Marcos por una duración de 25 años. Esta enmienda permitirá a la ENEE beneficiarse de la tarifa de venta de energía eléctrica de fuentes de energía renovables no convencionales más baja del país. Total Eren firmó en marzo de 2022 un acuerdo de compra del 100% de las acciones de “San Marcos Wind Energy”.

El acuerdo con la ENEE establece que San Marcos Wind Energy será la encargada de fortalecer la red de transmisión eléctrica del país, a través de:

La construcción de aproximadamente 95 km de línea de transmisión de 230 kV desde el departamento de Choluteca hasta el departamento de Francisco Morazán,
La construcción de una nueva subestación de maniobra,
Obras de refuerzo a realizar en 2 subestaciones existentes.

Con una capacidad instalada total de 112 MW, el proyecto eólico de San Marcos producirá alrededor de 500 GWh por año, suficiente electricidad para abastecer a unas 460.000 personas en Honduras mientras se ahorran 390.000 toneladas de emisiones de CO2 por año.

Con este proyecto, Total Eren se implanta a largo plazo en el mercado de energías renovables de Honduras y continua con sus esfuerzos de desarrollo en Centro América, región en la cual los países están interconectados a través de la red SIEPAC (Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central).

Fabienne Demol, Vicepresidenta Ejecutiva y Directora de Desarrollo Global de Total Eren, dijo: “Estamos muy contentos de haber firmado esta enmienda de contrato de compraventa de energía en Honduras, un hito importante en el desarrollo del proyecto eólico San Marcos, el primero de Total Eren en el país. Quisiera agradecer a la Empresa Nacional de Energía Electica ENEE por apoyar este proyecto que brindará electricidad baja en emisiones de carbono y competitiva a la población hondureña, pero también a nuestros equipos, por su compromiso y esfuerzo. Estamos entusiasmados de comenzar la construcción del proyecto y esperamos continuar implementando la experiencia de Total Eren al continuar nuestro crecimiento en el mercado centroamericano”.

Martin Rocher, Vicepresidente a cargo de las actividades de Total Eren en las Américas, agregó: “El proyecto San Marcos aporta una solución a la creciente demanda de energía eléctrica de la población hondureña, al mismo tiempo que contribuye a modificar el modelo de suministro energético hacia más energías renovables. Además, la inversión en el refuerzo en el sistema interconectado nacional mejorará la resiliencia de la red eléctrica hondureña, que es particularmente vulnerable a eventos climáticos como hemos visto en los últimos años. Así que estoy ansioso de que este proyecto se haga realidad”.

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Grenergy vende tres parques solares en Chile por 41,3 millones de euros

Grenergy, la compañía cotizada española productora de energía renovable y especialista en el desarrollo, construcción y gestión de proyectos fotovoltaicos, eólicos y de almacenamiento, ha vendido tres parques solares PMGD en Chile por 41,3 millones de euros (unos 44,2 millones de dólares), según comunicó la empresa hoy a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

Se trata de una operación que se alinea con la estrategia de Grenergy de mantener una rotación de activos recurrente, y demuestra la capacidad de la cotizada de materializar el valor de sus bienes renovables.

La venta de estas tres plantas fotovoltaicas, Dolores (acordada en el último trimestre de 2022), Zaturno y Buenaventura (ambas operaciones serán reconocidas en este primer trimestre de 2023), con una potencia total instalada de 32,5 MWp, permite reducir el endeudamiento de la compañía e impulsar su crecimiento en los tres mercados donde está presente en la actualidad, Latinoamérica, Europa y EE UU. 

Chile es el principal mercado para la cotizada y es el operador con más plantas construidas en el país. En él tiene instalado su centro de operaciones para todo el Cono Sur, en el que construye en la actualidad 500 MW y donde desarrolla 2.8 GW entre solar y eólico y 2,6 GWh de proyectos de baterías.

Poner en valor sus activos

La cotizada, con una capitalización cercana a los 1.000 millones de euros, con 1,4 GW de capacidad instalada, dispone de un pipeline solar y eólico de 11,4 GW, así como de 7,7 GWh de proyectos de almacenamiento en desarrollo. También ha establecido un objetivo de 5 GW de proyectos solares y eólicos instalados en 2025, así como por primera vez un objetivo en almacenamiento, donde pretende alcanzar 1 GWh en dicha fecha.

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La Asociación de Hidrógeno de México destaca inversiones por 60 mil millones de dólares y 3 millones de empleos

En el marco de la carrera global hacia la transición energética, el hidrógeno verde viene a ser un elemento clave para descarbonizar la economía de México y mermar los efectos contra el cambio climático.

Se presenta como una de las posibles soluciones en sustitución de combustibles fósiles para reducir las emisiones de CO2, sobre todo en ciertos sectores donde la energía eléctrica renovable no puede llegar, como procesos industriales, el transporte pesado, aéreo y marino.

“Según un estudio de la Asociación Mexicana de Hidrógeno (H2 México) con una consultora internacional, se detonarán aproximadamente 60 mil millones de dólares de inversión, alrededor de 3 millones de empleos y una cadena de manufactura alrededor del hidrógeno”, destaca Israel Hurtado, presidente de la entidad que nuclea a las compañías de este vector energético en México, en una entrevista con Índigo Energía.

De esta forma, el especialista enfatiza que toda la industria presenta oportunidades inconmensurables para el país.

“No solo se trata producir hidrógeno verde, consumirlo y, eventualmente, exportarlo. México puede ser una potencia también en todos los desarrollos industriales relacionados al hidrógeno. Por ejemplo, en la comercialización de electrolizadores, válvulas, ductos, turbinas, vehículos eléctricos, celdas de combustible, etc.”, sostiene.

10 proyectos de hidrógeno avanzando

Por otro lado, el representante de H2 México enfatiza: “Estamos perdiendo la batalla del cambio climático. No hemos logrado contener la temperatura del planeta en 1,5°C, como sugirieron expertos en la ONU. Si no logramos contener esa temperatura, los efectos a largo plazo van a ser devastadores, y ya los estamos empezando a ver”. 

Las industrias necesitan descarbonizar: algunas por necesidades propias, por obligación o por cumplimiento de los estándares de gobernanza social-ambiental (ESG, por sus siglas en inglés) y los objetivos de desarrollo sostenible de la ONU. 

En este sentido, advierte: “Las grandes empresas tienen que descarbonizar sus procesos porque así lo obligan o porque lo tienen que hacer. Hay empresas como las acereras, mineras y petroquímicas que están buscando sustituir el hidrógeno gris por verde”.

Hurtado también expresa que el sector movilidad va a necesitar utilizar hidrógeno: “ Hay autobuses, vehículos y trenes que funcionan con hidrógeno en el mundo. México también podría impulsar proyectos piloto de todos estos vehículos”.

En tanto a las iniciativas que se están desarrollando actualmente en el país, Hurtado anticipa:  “Hay alrededor de 10 proyectos. La Comisión Federal de Energía (CFE) ya anunció que tiene un plan de producción de hidrógeno verde y de generación de electricidad con hidrógeno verde en sustitución de gas natural”. 

“Petróleos Mexicanos Pemex también se comprometió a sustituir hidrógeno gris por verde en su plan de negocios que acaba de publicar hace tres semanas también. A su vez, CEMEX, la cementera mexicana, introducirá hidrógeno verde en algunas de sus plantas. Al final del día, se avanza de a poco, pero se avanza”, agrega.

Problemas en el marco regulatorio

Las normas técnicas para el hidrógeno gris ya existen y funcionan. Hacen falta regulaciones de centrales solares y eólicas que realizan blendings, proceso donde se mezcla el hidrógeno con gas natural .

En este sentido, Hurtado explica que se necesitan normas oficiales mexicanas para poder producir el hidrógeno, almacenarlo, inyectarlo a la red a través de blendings y llevarlo a las industrias o a los hogares. 

“Se necesitan normas de seguridad, operación, mantenimiento y funcionamiento. De hecho, estamos trabajando en algunos Comités de la Asociación Mexicana de Hidrógeno para justamente avanzar en la regulación de la producción de hidrógeno verde en centrales renovables”, añade. 

Desde hace años que se utiliza el hidrógeno gris, proveniente del metano, en procesos industriales. Sin embargo, este es tan contaminante como cualquier otro combustible fósil.

Por otro lado, el hidrógeno verde proviene del agua, se rompe la molécula del agua, se separa el oxígeno del hidrógeno y se captura el hidrógeno con equipos electrolizadores, que funcionan con energía renovable, ya sea solar, eólica o fototérmica. Así se cierra el círculo de sustentabilidad y se produce hidrógeno verde que tanto se está buscando impulsar.

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Solis es galardonada como «Mejor marca de inversores fotovoltaicos» por EUPD Research por octavo año consecutivo

Ginlong (Solis) Technologies, uno de los productores de inversores más grandes y con más experiencia del mundo, se complace en anunciar que, por octavo año consecutivo, ha recibido el prestigioso sello de reconocimiento para la mejor marca de inversores por la respetada organización de investigación de mercado global, EUPD.

Respaldado por 22 años de encuestas y más de 100 000 entrevistas en más de 70 países, el sello EUPD Research se basa en los comentarios de los instaladores sobre la disponibilidad en el mercado, la percepción de la marca, las preferencias de compra, la satisfacción del cliente y la recomendación.

Eric Zhang, Director de Ventas Globales de Solis, explica: “Este octavo sello consecutivo de EUPD Research no solo consolida la posición de liderazgo de Solis Technologies en el mercado de inversores en Sudáfrica, sino que también continúa nuestro reciente y rápido aumento de calificaciones hacia 2023. Durante 2022 estuvimos orgullosos de ocupar el tercer lugar en envíos de inversores a nivel mundial por parte de S&P Global, de ganar la categoría de Liderazgo ecológico en los Premios a la empresa responsable de Asia y de estar clasificados entre las dos principales empresas chinas de inversores que cotizan en bolsa por PVP365, la plataforma profesional líder del país para las noticias de la industria solar.»

El Sr. Zhang continúa: “Se espera ampliamente que 2023 sea un año decisivo para el despliegue de energía solar en Sudáfrica, ya que el país lucha con el impacto económico y social de los cortes de energía diarios en una red eléctrica que funciona con combustibles fósiles. El sello de la mejor marca de EUPD Research, combinado con el reciente lanzamiento de nuestros inversores de almacenamiento mejorados de sexta generación, colocan a Solis en una posición sólida para el crecimiento continuo en la región”.

Las mejoras clave de los inversores de almacenamiento líderes en el mercado de la compañía incluyen: una mayor corriente de carga y descarga de 125 A para un rango de potencia equivalente global; una capacidad de almacenamiento de energía total ‘1+N’; funcionalidad monofásica o trifásica; instalación un 20 % más rápida; y tiempos de conmutación de milisegundos durante las interrupciones del suministro.

El inversor de almacenamiento de energía es un dispositivo central en los sistemas de almacenamiento de energía solar. Brinda apoyo para corregir las inestabilidades en la red. Como componente técnico clave de los nuevos sistemas de energía solar, el inversor de almacenamiento de energía puede mejorar en gran medida las capacidades de regulación de energía y garantía de seguridad.

Markus A.W. Hoehner, fundador y director ejecutivo de EUPD Research, concluye: “EUPD Research tiene 22 años de profunda experiencia en medir y analizar la percepción de los intermediarios del mercado fotovoltaico y los clientes finales, y es mundialmente conocido como el organismo de certificación líder dentro de la industria solar. Conseguir un octavo sello EUPD consecutivo como marca líder en inversores fotovoltaicos es un logro y demuestra que Solis se ha establecido con éxito entre los proveedores más importantes de Sudáfrica y más allá. Felicitamos a Solis por recibir este honor y le deseamos el mayor de los éxitos en su trayectoria de crecimiento continuo. Mientras continúa estableciendo los altos estándares que los socios comerciales y los clientes esperan a nivel mundial”.

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CGC intervino dos pozos y confirmó el hallazgo de petróleo y gas no convencional en Santa Cruz

La compañía que preside Hugo Eurnekian informó que en el yacimiento El Huemul intervinieron dos pozos que muestran potencial de shale y tight oil. Además, detallaron que en Cañadon Seco también facturaron otros dos pozos con potencial de gas rico en líquidos. La Compañía General de Combustibles (CGC) comunico el hallazgo de petróleo y gas no convencional en la zona norte de Santa Cruz. En el yacimiento El Huemul la empresa intervino dos pozos profundos que muestran potencial de shale y tight oil con petróleos muy livianos y atípicos para la región. Y en el Yacimiento Cañadón Seco perforaron y […]

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El dueño de Edesur vendió su negocio de generación en US$ 102 millones

El comprador es Central Puerto, de la familia Bemberg, donde también estuvo Nicolas Caputo. En marzo, tratará de vender Edesur. Enel, la empresa italiana que es dueña de Edesur, cerró la venta de su negocio de generación. El comprador es Central Puerto. Se queda con las usinas Costanera y Dock Sud. Se convierte en el principal generador del país. Es un negocio de US$ 102 millones. En el comprador sobresale la familia Bemberg y Nicolás Caputo, que fue parte de la empresa. La italiana Enel fue muy criticada por el Gobierno por los cortes de luz del fin de semana. […]

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En Punta Alta, la empresa Oleoductos del Valle inició la construcción del Proyecto Duplicar

La obra se realiza a la salida de la Ruta 249, a la altura del Kilómetro 667. Oldelval solicita a los viajeros extremar las precauciones y respetar las precauciones de seguridad que se señalen en la zona. La iniciativa Proyecto Duplicar aumentará la capacidad de transporte de petróleo desde Vaca Muerta hasta Puerto Rosales. La empresa Oleoductos del Valle (OLDELVAL) informó que esta semana iniciaron los trabajos en las inmediaciones de la Ruta 249, a la altura del kilómetro 667, como parte de su proyecto DUPLICAR. Por ello, pide a los vecinos extremar la cautela y respetar las medidas de […]

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En Neuquén Koopmann anunció becas con fondos de Vaca Muerta

El candidato MPN se dirige al sector educativo con un beneficio de gestión. La columna vertebral del vicio. El candidato del Movimiento Popular Neuquino (MPN) a gobernador de Neuquén, Marcos Koopmann, y su compañera de fórmula, Ana Pechen, dieron a conocer este viernes una nueva propuesta educativa para lo que será su agenda de gobierno 2023-2027. Dijeron que establecerían un sistema de préstamos estudiantiles financiado con fondos generados por el desarrollo de Vaca Muerta que estaría disponible para todos los jóvenes entre 13 y 25 años que tienen bajos ingresos. La iniciativa también prevé un programa de becas para el […]

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Ternium construirá un parque eólico para avanzar con su plan de descarbonización

Ternium, el principal fabricante de aceros planos de la Argentina y la región, invertirá U$S160 millones de dólares en la construcción de un parque eólico ubicado en Olavarría, con el objetivo de avanzar en su plan de descarbonización. El proyecto tendrá 72 MW de potencia instalada y permitirá reemplazar con energía renovable aproximadamente el 65% de la energía que Ternium adquiere de terceros en el sistema interconectado nacional. “Aumentar la participación de las energías renovables en nuestro consumo total de energía es una parte importante de nuestro plan de descarbonización para respaldar una operación sostenible y una economía baja en […]

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En Posadas, el Ministro Giuliano acompañó la partida de la primera carga fluvial con productos locales luego de 45 años

El Ministro de Transporte, Diego Giuliano, visitó la provincia de Misiones, donde fue recibido por el gobernador Herrera Ahuad para acompañar la salida de la primera carga de exportación que recorrerá la Vía Navegable Troncal desde el Puerto de Posadas. Este puerto vuelve a realizar este tipo de envíos gracias a la inversión del gobierno nacional, que instaló, entre otras mejoras en la infraestructura, una grúa de última tecnología para el movimiento de cargas. Con presencia del titular de la cartera de Transporte Nacional, Diego Giuliano, y del gobernador Herrera Ahuad, Misiones volvió a sacar su primera carga con productos […]

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Cambios en el manejo de áreas petroleras: se retira una empresa clave y prometen más inversión

La petrolera PCR compró cinco áreas a Phoenix, empresa propiedad de José Luis Manzano. Había áreas donde las cosas se estaban desintegrando y ahora están surgiendo nuevas oportunidades. Un cambio significativo en el control de áreas que estaban en declive de inversión ocurrió en los últimos días en la industria petrolera de Mendoza. Las áreas relacionadas con el petróleo de Phoenix (sede de Petrolera el Trébolfive) fueron adquiridas por Petroquímica Comodoro Rivadavia, una empresa con cierta experiencia en petróleo no convencional y acceso al programa de capacitación de Vaca Muerta. La empresa proveedora es miembro del grupo liderado por José […]

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Vaca Muerta y el litio: Marcó del Pont destacó la contribución al desarrollo y la estabilidad macroeconómica

Ambos recursos, según el secretario de Asuntos Estratégicos, “permiten pensar en un horizonte de validez de la economía”. Las iniciativas del gobierno nacional para diversificar la estructura productiva que permita producir Vaca Muerta y explotar recursos como el litio “permiten pensar en un horizonte de cierto de la economía”, según la secretaria de Asuntos Estratégicos, Mercedes Marcó del Pont. El trabajador recorrió la Planta de Pesado de Agua Industrial de YPF y otras áreas del yacimiento Vaca Muerta durante una visita a la provincia de Neuquén junto a representantes de la CNEA y Y-TEC. “Encarar el desafío de la transición […]

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Carlos Santi: “Todas las inversiones sirven para mejorar la calidad de vida de la gente”

El diputado por el Pueblo de Puerto Deseado se refirió al convenio que firmó la localidad con Nación por obras de extensión de red de gas, con una inversión de 250 millones de pesos. Contó detalles del convenio, también se refirió a otros temas como el Parlamento Patagónico, avances en la coparticipación para este año y las elecciones 2023. Días atrás, se conoció la noticia de que Nación va a invertir 250 millones de pesos para extender la red de gas en la localidad de Puerto Deseado. Y es que se firmó un convenio entre la secretaria de Energía de […]

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Cómo invertir en tiempos de clave electoral

Incertidumbre. Con esa palabra es la que se identifica el argentino promedio a la hora definir la política económica doméstica de los últimos 20 años. Incertidumbre. Con esa palabra es la que se identifica el argentino promedio a la hora definir la política económica doméstica de los últimos 20 años. Si en el medio le añadimos el factor político, como el de este año, la caja de resonancia de esa imprevisibilidad es aún mayor. Si nos paramos del lado del inversor, la incertidumbre también los acompaña, pero para una gran mayoría esto es una oportunidad. Son precisamente los momentos menos […]

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República Dominicana: pronto entrarán en vigencia regulaciones para generación distribuida y electromovilidad

La Superintendencia de Electricidad (SIE) avanza en la definición de nuevas reglamentaciones para República Dominicana. El “Reglamento Técnico para Estaciones de Recargas de Vehículos Eléctricos” y el “Reglamento de Tarifas Aplicables a las Estaciones de Recargas de Vehículos Eléctricos”, recientemente emitidos, tienen un mayor grado de avance y ya están camino a su implementación.

“En los próximos 90 días entrará en plena vigencia la nueva reglamentación en República Dominicana de movilidad eléctrica”, aseguró Andrés Astacio, superintendente de Electricidad.

En una entrevista con Energía Estratégica, el superintendente Astacio señaló que han tenido un proceso bastante largo de estudio analizando los momentos óptimos para la recarga y llegaron conclusiones tales como establecer que se premiará a quienes, por ejemplo, carguen en horarios de la madrugada. Así mismo, reveló que han podido establecer un modelo que permite el desarrollo y formalización de la red nacional de carga. Todas estas previsiones se deben a que el país se está preparando para un eventual salto a la electromovilidad.

“Hemos visto y hemos hecho la previsión de que la electromovilidad en la próxima década podría llegar a representar al menos el 15% de la demanda nacional (…) tomando la demanda pico al día de hoy, eso equivaldría alrededor de 400 MW de potencia pero como ocurriría en la próxima década podrían ser valores mayores ya que la demanda sigue creciendo de forma acelerada”, argumentó Astacio. 

¿Con qué energía se cargarán los vehículos eléctricos? Las proyecciones indicarían que las renovables ganarían terreno en las redes de distribución. Por eso, desde la Superintendencia de Electricidad también vienen trabajando hace tiempo regulación vinculada a generación distribuida con energías renovables.

Ahora bien, ya pasó un año de aquella primera reunión en la que la SIE, a través del en aquel entonces superintendente Rafael Velazco Espaillat, convocó a los representantes de la Asociación para el Fomento de Energías Renovables (ASOFER), la Asociación Dominicana de Sistemas Aislados (ADOSEA), la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica y el Consejo Unificado de las EDES para recibir comentarios en relación con la propuesta para el Reglamento para la Aprobación, Interconexión y Operación de Instalaciones de Generación Distribuida de Energía.

En la actualidad, las charlas continúan y aún queda pendiente saber cuándo se materializará la nueva regulación.

“Estamos discutiendo con los distintos stakeholders cuál sería la mejor vía de aplicación”, señaló el actual superintendente de Electricidad Andrés Astacio.  

¿Qué retos existen aún? Uno de ellos sería cómo definir los topes de penetración de la generación distribuida por circuito de interconexión. Al respecto, Astacio señaló:

“En nuestro país aún tenemos un régimen un tanto arbitrario que establece que la interconexión es simple hasta tanto el circuito se cope de un 15% de generación distribuida en la capacidad del troncal”.

Y continuó: “Es un número arbitrario, hay que reconocerlo, porque en ocasiones hay circuitos que no soportan que tú le inyectes un 1%, como hay otros circuitos que van a tener la capacidad de aguantar un 60% o un 70%”

¿Qué avances hubo desde aquella primera socialización del borrador? En conversación con Gastón Fenés, director de Energía Estratégica, Andrés Astacio indicó: “Lo que sí puedo adelantar es que la normativa que surja nos va a poner a todos la obligación de hacer los estudios por circuito para poder determinar la capacidad de penetración que cada uno de ellos tenga pero también para poder determinar qué acciones en el corto y mediano plazo podemos hacer para incrementar esta capacidad de penetración. Hacia allá es que estamos caminando”.

“Tenemos un alto interés en promover la generación distribuida pero evidentemente necesitamos que esta nueva penetración de fuentes en baja tensión venga a proteger la red eléctrica y no se convierta en un elemento de perturbación”, concluyó.

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Marisol Neira Ardila: “Estamos en un muy buen momento para Utility Scale”

Marisol Neira Ardila, directora de ventas de Astronergy Solar en Latinoamérica a excepción de Brasil, participó del ciclo de entrevistas “Protagonistas”, aquel que organiza Energía Estratégica para analizar en profundidad el mercado de las energías renovables en Latinoamérica.

Allí, Neira observó que las oportunidades de mercado han madurado bastante en esta región. Considerando que en un inicio la importación de tecnología era compleja y el cierre financiero con tasas convenientes para los proyectos era difícil, en los últimos 10 años las distintas partes se habrían acomodado para dar lugar a nuevos negocios.

Citando como ejemplo a Colombia, mencionó que no sólo se han eliminado barreras de acceso para que cada vez más usuarios particulares cuenten con autoconsumo solar y almacenamiento energético, sino que además otros actores adicionales del sector eléctrico se están acoplando al despliegue de grandes proyectos utility scale.

“Estamos en un muy buen momento para Utility Scale. No sólo ya ves plantas grandes operativas y cada vez más proyectos construyéndose , sino también a otros participantes del mercado como los comercializadores muy involucrados en querer también entrar al negocio”.

Y reflexionó: “El año pasado y este año es para volver realidad esos proyectos en los que llevábamos tiempo trabajando. Te puedo decir que ya estoy viendo los proyectos que empezamos cuando trabajaba como desarrolladora y recién veíamos tierras, hablábamos con comercializadoras de PPA y cosas así. Verlos construirse hoy en día es una satisfacción muy grande, más aún cuando ves el momento que está atravesando Latinoamérica o resto del mundo entero”.

¿Cómo alinea su estrategia de negocios tras la pandemia? ¿Qué tendencias de módulos espera para este año? ¿Qué novedades trae Astronergy? Fueron algunas de las preguntas que respondió Marisol Neira Ardila, directora de ventas de Astronergy Solar en Latinoamérica a excepción de Brasil.

Entre las últimas noticias que compartió la referente de la industria solar, indicó que desde Astroenergy Solar además de confirmar que un 70% de sus ganancias las están destinando a investigación y desarrollo, también tienen previsto aumentar su capacidad de producción a 45GW anuales, visto que desde sus fábricas de fuera de China en Tailandia, Singapur y Vietnam ya tendrían pedidos vendidos por los siguientes dos años.

Ahora bien, desde sus oficinas en Latinoamérica cuentan con stock para despacho inmediato y, dependiendo del tipo de potencia y volumen requerido, están tomando nuevos pedidos para producción y entrega.

En lo que respecta a Utility Scale comentó que se destacan sus módulos de 615 W y 620 W, no sólo por ser los que están con una mayor producción sino porque también son los que más se están vendiendo actualmente. En adición, los módulos de 410 W serían los que están empezando a tomar muchísima fuerza para techos de residencias, comercios e industrias pequeñas.

Accede a los testimonios completos en el video de la entrevista que se encuentra disponible en el canal de YouTube de Energía Estratégica.

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RER Energy destaca un crecimiento del 100% en distribuida y 400% en hibridación con vehículos eléctricos

En el marco de una emergencia climática sin precedentes a nivel mundial, empresas mexicanas buscan soluciones para descarbonizar la economía y volver a los usuarios más independientes a través de sistemas de generación distribuida. Una de ellas, RER Energy, crece a pasos agigantados y sigue sumando mercados.

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Carla Ortiz, Country Manager México de la compañía, destaca: “Hemos experimentado un crecimiento del 100% en generación distribuida a nivel industrial y comercial (CNI) que siempre ha sido el core de la empresa”. 

“Si bien los proyectos fotovoltaicos son los que más crecieron, hoy en día, esa energía solar ya es una combinación de micro redes inteligentes, en donde se mezclan cuestiones de almacenamiento y de movilidad eléctrica”, resalta.

En este sentido, la ejecutiva explica que, esta combinación, maximiza ahorros generando micro redes inteligentes que consisten en la integración con tecnología digital y análisis de datos de eficiencias energéticas, energías renovables locales, suministradores de energía externos, sistema de almacenamiento y vehículos de carga eléctrica: un combo atractivo para los usuarios.

 

Avances en la hibridación de vehículos eléctricos

En lo que respecta a los proyectos microgrid, la empresa está creciendo en la combinación solar con la movilidad eléctrica. Generan cargadores de vehículos eléctricos y toda su infraestructura.

“La transición a la electromovilidad es una tendencia que ha cobrado importancia con los años a nivel mundial. Nuestra plataforma de carga de vehículos EV está creciendo cada vez más fuerte”, explica Ortiz.

Si bien reconoce que la empresa ha comenzado recientemente con esta matriz, espera un incremento exponencial en la hibridación con vehículos eléctricos: “El crecimiento de la integración de la movilidad eléctrica será del del 400% el año que viene”.

En efecto, cuentan diferentes soluciones hechas a la medida para centros comerciales, oficinas corporativas, vehículos de transporte, logística y carga.

 

Los planes de financiamiento del mercado

La empresa combina la tecnología del mercado con programas de financiamiento PPAs o Arrendamientos para hacer proyectos rentables sin inversión.

La firma ofrece tres opciones para suplir las necesidades de los diferentes perfiles financieros de los clientes: los PPA (Power Purchase Agreement) que son contratos de compraventa de energía a largo plazo; ventas de proyectos a través de arrendamientos financieros, y por otro lado, ventas directas por parte del cliente. 

“Hemos visto un cambio en el mercado mexicano porque inicialmente los PPA eran difíciles de vender. Lo que más vendíamos eran los arrendamientos, sin embargo, en la actualidad se ve un mayor apetito por PPAs que por arrendamientos financieros”, describe.

Según Carla Ortiz, los PPA no eran muy comunes en México, era una figura muy nueva y los clientes los veían muy a largo plazo. El cambio de conducta fue motivado por dos factores:

1)  La firma de este tipo de contratos a través de suministros calificados ha hecho que el mercado capital se familiarice con los PPAs.

 2) Muchas empresas multinacionales ya traen lineamientos de PPAs de otros países, entonces lo están buscando en sus políticas ya localmente en México.

 

Dificultades por cambios en el marco regulatorio

El marco regulatorio en cuanto a las disposiciones de carácter administrativo generales de todas las centrales de hasta 500 kW está cambiando y México está transitando una época de incertidumbre.

“Se publicó la primera propuesta en octubre del año pasado, la cual está en revisión. Sin embargo, esta iniciativa en lugar de incentivar el mercado lo que quiere es limitar el Net Metering y cambiarlo a Net Billing”, advierte Ortiz.

La Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER) hizo comentarios a la Comisión Reguladora de Energía (CRE), ente que publicó la propuesta. En tanto al plazo de la resolución oficial, Ortiz alerta: “Como se está estudiando el impacto de los ajustes, no se sabe cuándo se va a publicar. La expectativa es que sea este año”.

Desde el sector se encuentran escépticos sobre el resultado de las modificaciones ya que aseguran que México todavía tiene mucho espacio para la generación distribuida que, en la actualidad, está alrededor del 2% de la capacidad instalada del país.

Cabe recordar que el modelo de Net Metering permite a los usuarios finales compensar el gasto de electricidad utilizando la producción o generación interna de energía, muy similar al Net Billing. Su diferencia radica en cómo se “factura” el gasto energético.

En el caso del Net Metering, tanto el consumo como la generación eléctrica se registran y facturan por separado. Como resultado, a los clientes se les cobra su precio energético completo por kWh cuando usan energía de la red, pero se les compensa con la misma tarifa por la energía que es aportada a la red.

A diferencia, en la modalidad del Net Billing a los usuarios se les cobra en función de su uso neto de kWh al final de cada ciclo de facturación.

Por ello, este cambio podría limitar la democratización de la energía de las pymes que iban a utilizar el Net Metering para poder migrar a energías limpias y ser más competitivos a nivel país.

 

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La postura de las asociaciones sobre la intervención del Gobierno en servicios públicos: tarifas en la mira

El pasado 16 de febrero, el Departamento Administrativo de la Presidencia de Colombia expidió el Decreto 0227 del 2023, por medio del cual se reasumen algunas de las funciones presidenciales de carácter regulatorio en materia de servicios públicos domiciliarios.

A raíz de ello, se abren una serie de incertidumbres sobre cuáles serán los alcances de la intervención del Gobierno sobre los servicios públicos.

Es por ello que asociaciones empresarias se están posicionando al respecto. Entre ellas, el gremio de generadores, ACOLGEN, adelantó que esta semana le presentará al Gobierno una serie de recomendaciones.

El comunicado de la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (ANDESCO)

Hemos expuesto públicamente que es fundamental que las decisiones que se tomen en temas regulatorios conserven los principios esenciales de suficiencia financiera y reconocimiento de costos eficientes, teniendo sin duda como objetivo una adecuada prestación del servicio a los usuarios del país.

Esto impone necesariamente que estos temas sean tratados de manera técnica, teniendo en cuenta todas las variables financieras, económicas, ambientales y sociales para garantizar que los servicios ofrecidos sean de la mejor calidad, al mejor precio posible y para el mayor número de colombianos.

Desde Andesco hemos participado activamente en los diálogos con el Gobierno Nacional donde se han evidenciado acciones tendientes a la disminución de algunos componentes tarifarios, como lo correspondiente a un ajuste en los indexadores, entre otros aspectos, y así cambiar drásticamente la tendencia alcista de los precios, especialmente en el servicio de energía.

Los últimos datos de inflación presentados por el DANE muestran que los servicios públicos ya no están creciendo por encima de la media y, por el contrario, muestran valores por debajo.

Se resalta que los costos de energía, a diferencia de lo que está sucediendo en otras partes del mundo, están bajando y se espera una estabilización de los mismos en un corto plazo.

Esta asunción de funciones, de momento, no afecta la suficiencia financiera de las empresas ni la prestación del servicio, esperamos que las decisiones que el Presidente Petro tome desde allí se mantengan en el componente técnico y no político.

Las Comisiones de Regulación son instituciones que por su carácter técnico soportan de manera consistente la forma en que las empresas públicas, mixtas y privadas, puedan invertir y ofrecer más y mejores servicios.

La seguridad jurídica es absolutamente esencial para que haya servicios hoy y en el futuro. Ratificamos el compromiso de Andesco de trabajar continuamente y en consenso para continuar consolidando nuestros sectores de Agua Potable, Saneamiento Básico, Energía Eléctrica y Gas Natural, construyendo sobre lo construido.

Comunicado de Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (ACOLGEN)

A propósito del Decreto 0227 de 2023, por medio del cual el Presidente de la República ha decidido reasumir algunas funciones de Regulación, que hasta la fecha venían siendo desarrolladas por las comisiones reguladoras, Acolgen se permite manifestar que:

Entendemos que hay una coyuntura de tarifas que afecta a los colombianos, la cual no es ajena a los generadores de energía. Además de los esfuerzos que hemos realizado desde que empezó el Pacto por la Justicia Tarifaria, desde Acolgen estamos trabajando en una serie de propuestas que queremos presentarle al Gobierno la próxima semana, con objetivos alineados entre lo que el Gobierno está buscando y la sostenibilidad de nuestro sector.
Hacemos un llamado para que las decisiones se enfoquen en la consecución de los mayores beneficios para el sector y para los colombianos.
Es fundamental que las decisiones que se tomen estén basadas en análisis técnicos, propios de una entidad como la CREG que se ha caracterizado por su rigurosidad en sus estudios y resoluciones.
Insistimos al Gobierno Nacional para que las normas que se emitan respondan al marco constitucional y legal vigente, sean fruto del consenso y discusión de todos los sectores, se apoyen en argumentos técnicos y jurídicos sólidos, y se ponderen de forma tal que el cumplimiento de objetivos de corto plazo no sacrifique pilares básicos sectoriales, relativos a la suficiencia del abastecimiento y la seguridad energética.
Desde Acolgen estamos atentos a continuar trabajando conjuntamente con el Gobierno Nacional y los demás actores interesados para seguir construyendo país.

Comunicado de la Cámara Colombiana de la Energía (CCEnergía)

Desde la Cámara Colombiana de la Energía, entidad gremial que agrupa a empresas proveedoras de bienes y servicios para el mercado eléctrico colombiano, es nuestro deseo hacer un llamado a la reflexión técnica sobre la importancia de garantizar el principio de descentralización, independencia, y una relación efectiva de pesos y contrapesos en la definición, ejecución y seguimiento de las políticas para los mercados, y particularmente, para el sector eléctrico.

De igual manera, para la CCENERGÍA resulta fundamental que en todo momento se garantice por parte del ejecutivo el ejercicio de la función regulatoria bajo el espíritu de la Constitución de 1991 y que por ministerio de Las Leyes 142 y 143 de 1994 corresponde a las Comisiones de Regulación.

Lo anterior, con ocasión del proyecto de decreto “Por el cual se reasumen algunas de las funciones Presidenciales de carácter regulatorio en materia de servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones” el cual se publicó para comentarios en la página de la Presidencia de la República.

Para la CCENERGÍA el debate debe ser abordado desde lo técnico-jurídico, así como desde la evidencia histórica por medio de la cual se ha demostrado que la actividad de las comisiones garantiza una regulación técnica permitiendo al mercado eléctrico el nivel de madurez con el que hoy en día cuenta.

Basta con una valoración del mercado eléctrico con anterioridad a la actividad de la CREG y a la Ley 143 de 1994.

En dicho escenario se contaba con una prestación deficiente del servicio, totalmente centralizado, que hoy se caracteriza por contar con una variedad de actores y tecnologías para la prestación del servicio público, que ha aumentado de manera importante la cobertura del servicio a los hogares colombianos gracias a la expansión que tuvo lugar tras la inversión privada que posibilitó el hecho de contar con organismos independientes bajo el modelo de las agencias regulatorias dando estabilidad al mercado.

Desde el análisis jurídico, considera la CCENERGÍA de la mayor importancia resaltar que el Proyecto de Decreto podría adolecer de vicios de legalidad. Esto, en razón a la interpretación que se le podría estar dando a las facultades del Presidente de la República en materia de servicios públicos domiciliarios tal y como pasamos a comentar a continuación.

El artículo 370 de la Constitución establece que corresponde al Presidente de la República señalar con sujeción a la ley: (i) Las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios y (ii) Ejercer por medio de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, el control, la inspección y vigilancia de las entidades que los presten.

En concordancia con lo anterior el artículo 68 de la Ley 142 de 1994 dispuso que el Presidente de la República señalará: “(…) las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios, que le encomienda el artículo 370 de la Constitución Política, y de los demás a los que se refiere esta Ley, por medio de las comisiones de regulación de los servicios públicos, si decide delegarlas, en los términos de esta Ley (…)”.

Surge entonces la pregunta de si lo que la Constitución y la Ley 142 de 1994 denomina como “políticas de administración y control de eficiencia” significa que el ejecutivo en cabeza del Presidente de la República puede regular aspectos como las tarifas del servicio público de energía eléctrica. La respuesta a juicio de la CCENERGÍA es que no.

Esto, debido a que:

(i) La Ley y la jurisprudencia distinguen lo que significa la actividad de regulación en cabeza de la CREG, que difiere sustancialmente de lo que significa la definición de las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios.

(ii) Si bien el Decreto 2253 de 1994 delegó en las comisiones de regulación la definición de las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domicilia[1]rios, dicho decreto dispone que esa delegación, para el caso de la CREG, se hace sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 2 del Decreto 1524 de 1994.

(iii) Por su parte el Decreto 1524 de 1994 en su artículo 2 dispuso expresamente que la CREG rea[1]lizará las funciones que le asignó el legislador por medio de la Ley 143 de 1994 en su artículo 20, lo que significa que las funciones de la CREG tienen rango legal y no necesariamente están asociadas a un acto de delegación.

Por su parte, la Ley 143 de 1994, en su artículo 20, estableció expresamente – con rango de Ley – las funciones que tiene la CREG. Dentro de tales funciones se destacan:

“c) Definir la metodología para el cálculo de las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas, y los cargos por los servicios de despacho y coordinación prestados por los centros regionales de despacho y el centro nacional de despacho;

e) Definir la metodología para el cálculo de las tarifas aplicables a los usuarios regulados del servicio de electricidad;

f) Fijar las tarifas de venta de electricidad para los usuarios finales regulados. Esta facultad podrá ser delegada en las empresas distribuidoras, en cumplimiento de sus funciones de comercialización bajo el régimen de libertad regulada”.

De todo lo anterior se puede concluir técnicamente que, un aspecto es la definición de las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios, y otro muy diferente la regulación de tarifas, la cual, no se comprende en el acto de delegación del ejecutivo, y por el contrario, fue una función que, dentro de las competencias constitucionales asignadas al legislador (Artículo 150 de la Constitución), le fueron asignadas con fuerza de ley a la CREG.

Finalmente, no hay que perder de vista que la actividad de la CREG nunca ha estado aislada del ejecutivo.

Por el contrario, a juicio de la CCENERGÍA, ha sido precisamente esa labor mancomunada entre las entidades que de alguna forma establecen las políticas de Estado (Minenergía, Minhacienda y DNP) y la CREG (de la cual hacen parte las entidades antes relacionadas), lo que ha permitido el desarrollo del mercado eléctrico colombiano, siendo esto un reflejo de que la distribución de competencias, la participación interinstitucional, y la independencia técnica, dan paso a mejores resultados respecto de otros esquemas en donde prima la centralización en la definición de las políticas y la actividad regulatoria.

Desde la Cámara Colombiana de la Energía tenemos la permanente disposición de trabajar de manera conjunta con el Gobierno Nacional para avanzar en el desarrollo del sector energético.

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