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The Telegraph elogió a Milei y aseguró que la Argentina se está convirtiendo en “la Texas de América Latina”

El medio británico se refirió a las vastas reservas de hidrocarburos del país y al papel de Vaca Muerta. “Javier Milei inició su experimento económico libertario para transformar a la Argentina”, afirma la publicación del diario británico The Telegraph, que destacó la expansión de las exportaciones de hidrocarburos y de la cuenca del gas no convencional en Vaca Muerta. Además, destaca que el Presidente “abrirá la industria” con su ley de inversiones del Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI). “La sufrida nación está pasando muy rápidamente de una costosa dependencia de las importaciones de energía y una fuga […]

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Buscan en Houston inversores para el tren Contralmirante Cordero-Añelo

Houston es una ventana para conseguir inversores para el proyecto del tren hacia Vaca Muerta. La obra fundamental para mejorar la conectividad con en el shale. El tren Contralmirante Cordero-Añelo fue uno de los grandes proyectos de los que se habló en el Cocktail Pre OTC que realizó la Cámara de Comercio Argentino Texana (ACTT) en Houston. La meta de financiar una obra que potenciará la actividad en el centro del shale. La iniciativa de unir la punta de traza en la provincia rionegrina con el corazón de Vaca Muerta, con el cambio de gobierno nacional y el deterioro de […]

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«LA RIOJA PUEDE CONVERTIRSE EN UNA PROVEEDORA DE METALES CRÍTICOS PARA LA NACIÓN Y EL MUNDO»

Así lo confirmó Hernán Vera, representante de la minera canadiense “Sendero Resources S.A.” Hernán Vera realiza trabajos de exploración en el interior de la provincia en busca de oro y cobre. Mencionaron que «la minera es ultramoderna hoy en día». El Día de la Minería Argentina se celebró con la Jornada Conmemorativa del Día de la Minería Argentina, el martes 7 de mayo en la Sala Roja del microcine de la Universidad Nacional de la Rioja. Aunque estatal está compuesta por la Empresa Estatal «Emergía y Minerales Sociedad del Estado”, la Cámara de Proveedores Mineros de la provincia y el […]

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Hernández sobre el uso de regalías mineras: “Deberíamos tener una Ruta 40 de cuatro vías”

El referente de la minería en San Juan, Mario Hernández, fue muy crítico con la política por lo hecho con la inversión en regalías que dejó la industria en las dos décadas pasadas e incluyó a la Provincia y a la Nación como responsables. Luego de que vecinos de Iglesia advirtieron que los 20 años de minería no generaron que tengan mayor equidad social ni obras de infraestructura que mejoren su vida diaria, Mario Hernández, gerente de sustentabilidad de Los Azules, le apuntó a la política y dijo que “con las regalías, la Ruta 40 debería tener cuatro vías”. El […]

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Piden una mayor infraestructura regional para estimular el desarrollo del hidrógeno verde

Los expertos enfatizaron la necesidad de un marco regulatorio sólido y la necesidad de fortalecer barreras para promover el desarrollo de proyectos de largo plazo. «Si seguimos invirtiendo en la matriz energética renovable, tenemos que aprovechar, para poner en valor el gas de Vaca Muerta», dijo. En contextos donde la eficacia y la sostenibilidad energética se transforman en requisitos globales, el hidrógeno verde se distingue como una solución propuesta para liderar la mudanza hacia fuentes de energía más limpias y renovables. En este sentido, el foro “Transición Energética e Hidrógeno Verde” sirvió como plataforma para el intercambio de conceptos, reflexiones […]

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Día 2 de la Ley de Bases en el Senado: hidrocarburos, aranceles y reforma laboral en la nueva ronda de comisiones

El Gobierno llevó al Senado a sus empleados para fortalecer el tratamiento del proyecto de ley sin alteraciones. El impacto en tarifas y la búsqueda de consenso con el mundo del trabajo son las críticas. El presidente Milei permaneció debatiendo su proyecto de ley Bases en el plenario de comisiones del Senado de la Nación. Durante un segundo encuentro informativo, oficiales del gobierno retornaron este miércoles el proyecto que ya posee la sanción de Diputados. El capítulo que se dedicaba a las cuestiones energéticas incluyó dos puntos en particular: tarifas e hidrocarburos. Además, se discutió la reforma laboral. Para «aprovechar […]

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Cuál es la relación entre la actividad sísmica en Vaca Muerta y los pozos sumideros

El proceso de inyección profunda de aguas residuales provenientes de la industria ha evidenciado relación con la actividad sísmica en otras cuencas del mundo. También sucede en Neuquén. El desarrollo de Vaca Muerta ha pasado por diferentes etapas en cuanto a cuestiones ambientales. En un principio, fue muy cuestionado por el uso del agua, luego por el manejo de los residuos, se continuó con la consulta previa a comunidades, y en este último tiempo se ha instalado el tema de la sismicidad inducida. Todas son etapas por las que ya pasaron otras cuencas más desarrolladas conforme se va intensificando la […]

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Ley Bases: el secretario Rodríguez Chirillo justificó las modificaciones en energía

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, defendió este miércoles las modificaciones impulsadas en la ley de Hidrocarburos, los cambios en la remuneración de la generación eléctrica y la unificación de los entes regulatorios. Lo hizo en el segundo día de tratamiento en comisiones de la Ley Bases y el paquete fiscal en el Senado de la Nación.

En primer lugar, Rodríguez Chirillo indicó que el primer objetivo del Gobierno es alcanzar la “autosustentabilidad económica-financiera del sistema” para “que la tarifa refleje el costo económico del servicio sin involucrar al subsidio“.

“Lograda la autosuficiencia de la tarifa, se va a mantener la recaudación del sistema”, sumó el titular de la cartera.

En el plenario de Comisiones del Senado, desarrollé algunos de los puntos clave de Energía y el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) de la Ley Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos.
Abro hilo. pic.twitter.com/dzJLTe31Db

— Eduardo R. Chirillo (@chirilloeduardo) May 8, 2024

“Normalizar el mercado”

En segundo lugar, Rodríguez Chirillo hizo hincapié en que la administración actual busca “la normalización del funcionamiento de los mercados de energía que no tenían señales de precios”.

En petróleo y gas pasaremos de un esquema que prioriza el autoabastecimiento y la soberanía energética a un esquema de mercado exportador en materia de gas sin dejar de atender el mercado interno“, añadió, confirmando el nuevo paradigma hacia el que apunta el Gobierno de Javier Milei, con el consumo interno en segundo plano y privilegiando el negocio exportador.

En referencia a la electricidad, el mandamás de Energía proyectó que pasarán a “de un modelo centralizado en la toma de decisiones (Estado-Cammesa) a un modelo de competencia y de decisiones descentralizadas focalizadas en la actuación privada en la oferta y en la demanda”.

“CAMMESA deja de hacer contratos con los generadores, los generadores van a hacer contratos con los distribuidores”, agregó.

Abandono de la inversión pública

Por último, Rodríguez Chirillo indicó que el tercer objetivo del plan es “pasar de un esquema de inversión pública a un esquema de inversores privados (nacionales y extranjeros)” y continuó: “El nuevo esquema permitirá incrementar los niveles de inversión”.

“De esta manera lograremos la recuperación y el crecimiento del sector energético y que al mismo tiempo se convierta en un pilar fundamental para el crecimiento de otros sectores de la economía que necesitan de energía para crecer”, finalizó.

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En reunión con Vidal, los gremios analizaron la salida de YPF

El gobernador de la provincia de Santa Cruz, Claudio Vidal, mantuvo un encuentro con los representantes de los gremios vinculados a la industria hidrocarburífera de la provincia, para analizar en conjunto todos los detalles que tienen que ver con la negociación del retiro de YPF de la explotación de los yacimientos convencionales en Santa Cruz.

En la localidad de Caleta Olivia, el gobernador mantuvo el encuentro junto al representante de SIPGER, Rafael Guenchenen, de Camioneros Sergio Sarmiento, de Uocra Sergio Acosta y Petroleros Jerárquicos, José Dante Lludgar.

Claudio Vidal, luego del encuentro, afirmó que “vamos a organizar un trabajo en conjunto para mejorar la producción con las futuras empresas, que son las que van a empezar a operar en los yacimientos”.

YPF anunció que retirará todas sus posiciones de la provincia de Santa Cruz para el 1 de septiembre y está en una dura negociación con el gobierno santacruceño para consensuar los términos de ese retiro.

El mandatario provincial insistió en que “Santa Cruz exigió que la cuenca mantenga su producción, más allá de los vaivenes, del retiro de YPF de la mayoría de Argentina y su focalización en Vaca Muerta. Nosotros queremos que Santa Cruz continúa produciendo”.

Vidal aseguró que “la producción de hidrocarburos convencionales y en áreas maduras, tanto en el flanco norte como sur de la provincia, va a recuperarse y producir en niveles óptimos”.

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Deuda de Cammesa: la cámara de empresas petroleras toma distancia del gobierno y cuestiona la oferta del gobierno

Los productores agrupados en la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), cámara histórica del sector que nuclea a las principales empresas del área energética, rechazaron la decisión del gobierno de cancelar la deuda de US$ 1200 millones que acumuló Cammesa entre diciembre y enero con un bono a 2038 (AE38) que cotiza un 50% bajo la par.

Aunque algunos de los referentes de la industria como YPF y Pluspetrol ya empezaron a firmar el acuerdo de reestructuración que propuso el gobierno, por lo que comenzaron a cobrar la transacción de Cammesa correspondiente al mes de febrero, el resto de los productores —entre los que figuran TotalEnergies, Tecpetrol, Pampa Energía, Wintershall Dea, CGC y Capsa-Capex— rechazaron la oferta del gobierno, al igual que lo hicieron ayer las mayores generadoras de energía nucleadas en Ageera.

A través de una carta firmada por Carlos Ormachea, presidente de la CEPH, que responde a la resolución 58/24 mediante la cual el ejecutivo le dio ultimátum de cinco días hábiles para que las petroleras acepten la propuesta, las compañías petroleras advirtieron que la normativa afecta a los derechos contractuales de los productores al amparo de los contratos celebrados con Cammesa en el marco del Plan Gas. Y que además afecta a su derecho de propiedad.

En la misiva dirigida al ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo; y al secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo; también señalaron que “la alteración, de manera unilateral por parte de la Secretaría, a los términos de contratos celebrados al amparo de procesos licitatorios públicos, afecta la seguridad jurídica, genera incertidumbre a futuro respecto de la estabilidad de reglas, y constituye un precedente que desalentará nuevas inversiones”.

Riesgos

En esa misma línea, las empresas nucleadas en la CEPH aseguraron que a través de esta medida impulsada por el gobierno “se afecta en forma directa la posibilidad de continuar llevando adelante inversiones en perforación y terminación de pozos y/o construcción de infraestructura, y el mantenimiento de los niveles de producción, incrementando innecesariamente el riesgo de suministro de gas natural, la continuidad de la cadena de pagos y el crecimiento del sector”.

También, que la conducta del Estado Nacional y la instrucción que imparte a Cammesa viola los contratos celebrados por los productores, de los términos del Plan Gas.Ar, debido a que Cammesa adeuda la totalidad de las entregas de los meses de diciembre de 2023, enero y febrero de 2024, más intereses desde octubre 2023.

“Resulta altamente cuestionable y preocupante que la resolución pretenda sujetar el pago de la deuda correspondiente a las entregas del mes de febrero a la firma de un acuerdo en el cual se acepte el cambio unilateral de los contratos para los montos correspondientes a las entregas de gas de diciembre y enero (con la quita que ello implica)”, cuestionaron en la carta.

Plan Gas

Por último, desde la CEPH señalaron que el Plan Gas generó las condiciones para que se lleven adelante inversiones a través de mecanismos de contractualización para las entregas de gas natural a mediano plazo, y que, al mismo tiempo, ha generado un complejo de obligaciones y derechos en cabeza, tanto del Estado Nacional como de los productores adjudicatarios. Frente a esto, aseveraron que “resulta preocupante que la resolución no sólo omita los términos del Plan Gas.Ar, sino que adicionalmente no determine propuesta de pago alguna para las compensaciones que adeuda el Estado Nacional a los productores bajo ese esquema, las cuales se encuentran pesificadas vencidas con mora en algunos casos por más de 18 meses”.

, Loana Tejero

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Italia recibió críticas tras aprobar normas que frenan la instalación de paneles solares en terrenos agrícolas

La coalición de derechas italiana aprobó normas que frenan la instalación de paneles solares en terrenos agrícolas, en una medida que desató las críticas por considerar que podría socavar los objetivos de descarbonización de Roma.

Las nuevas normas, que forman parte de un paquete más amplio de medidas para proteger la agricultura y pesca, incluyen la prohibición de instalar sistemas fotovoltaicos con módulos colocados sobre el suelo en zonas clasificadas como agrícolas.

Pusimos fin a la instalación salvaje de paneles fotovoltaicos en el suelo“, declaró Francesco Lollobrigida, ministro de Agricultura, en una rueda de prensa tras la reunión del Consejo de Ministros en la que se aprobaron las medidas.

Los grupos de presión agrarios, principales defensores del Gobierno de derechas de la primera ministra Giorgia Meloni, llevaban tiempo pidiendo que se limitaran los paneles, por considerarlos incompatibles con los cultivos.

Por el contrario, las asociaciones ecologistas acusaron al Gobierno de socavar los objetivos ecológicos acordados con sus socios del Grupo de los Siete (G7) países ricos.

La semana pasada, al término de una reunión de ministros de Energía del G7, Italia se comprometió a triplicar la capacidad instalada de energías renovables para 2030 y a eliminar gradualmente las centrales eléctricas de carbón en la primera mitad de la próxima década.

El Ministro de Energía, Gilberto Pichetto Fratin, que según funcionarios del Gobierno se había opuesto inicialmente al plan, declaró a la prensa que las nuevas restricciones no pondrían en peligro el objetivo del Gobierno de instalar unos 38 GW en 2030 mediante plantas fotovoltaicas.

Lollobrigida señaló que el plan no se centra en proyectos agrovoltaicos, que colocan paneles solares sobre campos y viñedos para obtener un doble uso de la tierra mediante la producción de energía durante los periodos de luz solar intensa, al tiempo que se permite el crecimiento de los cultivos.

Efecto negativo y positivo

Los límites a las plantas solares podrían afectar negativamente a empresas energéticas como ERG y ALERION, que tienen objetivos de crecimiento en el sector solar, según los analistas financieros del broker italiano ‘Equita‘.

Por otro lado, una ralentización del desarrollo de la capacidad solar podría ser positiva para los generadores de energía, entre ellos EnelA2A e IREN, que podrían sufrir presiones sobre los precios si la energía solar se acelera.

Italia añadió el año pasado casi 6 gigavatios (GW) de capacidad de energía renovable, principalmente a través del desarrollo de pequeñas plantas solares, con proyectos eólicos que representan sólo el 8% de la nueva capacidad verde.

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Ecopetrol explora participación directa en subasta de energía eólica costa afuera

La energética colombiana Ecopetrol, de participación mayoritariamente estatal, está analizando su potencial participación directa en la primera subasta de energía eólica costa afuera del país andino, informó la compañía a Reuters en un comunicado.

El Gobierno del presidente Gustavo Petro, el primer mandatario de izquierda en la historia del país, busca alejar a Colombia de su dependencia de los combustibles fósiles y al mismo tiempo garantizar la autosuficiencia energética.

Los postores en la subasta de concesiones frente a la costa caribeña del país sudamericano deben demostrar algún tipo de acuerdo de asociación con una empresa pública o de propiedad mixta -como Ecopetrol- para poder adjudicarse una concesión.

Pero Ecopetrol no había dicho si buscaría calificar para el proceso de subasta de manera independiente.

“En efecto, Ecopetrol realiza los análisis técnicos, económicos y jurídicos de una potencial participación en el proceso de subasta eólica costa afuera”, dijo la compañía a Reuters en un comunicado en respuesta a su eventual interés por competir en la convocatoria.

Los potenciales postores privados podrán elegir entre una variedad de empresas con participación pública, dijo a Reuters en diciembre el ministro de Energía, Andrés Camacho.

Las empresas públicas o de propiedad mixta que posteriormente se sumen a las ofertas de empresas privadas no están sujetas a evaluación en la etapa de calificación, según los términos de la subasta.

Una fuente con conocimiento del asunto había dicho a Reuters que Ecopetrol estaba explorando su propia participación.

Las empresas públicas o de propiedad mixta deben calificar junto con otras empresas que tengan experiencia técnica, precisó Ecopetrol. “La etapa de habilitación requiere para Ecopetrol la participación conjunta con un socio”.

Ecopetrol está en conversaciones con varias empresas sobre posibles asociaciones para desarrollar proyectos eólicos mar adentro, indicó la compañía, aunque declinó nombrar las empresas con las que ha conversado al respecto.

Ecopetrol, el mayor productor de petróleo del país, está participando en una serie de incursiones en energías renovables, como proyectos pilotos de hidrógeno verde y el suministro de energía solar para sus operaciones.

La energía eólica costa afuera representa una buena oportunidad para incorporar energías renovables no convencionales a las operaciones de Ecopetrol, afirmó la empresa.

“Participar en la subasta eólica costa afuera nos permitirá acceder a energía renovable confiable para apalancar la entrada de proyectos de hidrógeno verde y sus derivados”, explicó en el documento.

El proceso de subasta es supervisado por la estatal Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y la fecha límite de registro es el 21 de junio.

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Enel se consolida como la gran ganadora de la Licitación de Suministro de Chile

La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile dio a conocer que la empresa Enel Generación es la gran ganadora de la Licitación de Suministro 2023/01, destinada a abastecer el consumo de clientes regulados a partir del 2027 y 2028. 

Enel se adjudicó los 3600 GWh/año subastados (1500 GWh en el bloque N°1 y 2100 GWh en el bloque N°2) en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh. 

Enel fue la empresa con el mayor número de proyectos presentados (15 parques son renovables por 2802 MW de potencia y 5 centrales térmicas a gas por 1959 MW), por lo que aportó 216 ofertas económicas (108 en cada bloque de suministro) ya que competía en todos los segmentos de la convocatoria. 

Y dentro del paquete de ofertas de la compañía incluían ocho centrales hidroeléctricas de pasada (sumaban 635 MW de potencia), cinco hidráulicas de embalse (2085), dos parques eólicos (82 MW) y cinco proyectos térmicos a gas natural (1959 MW). 

Aunque también es preciso recordar que este llamado contó con menor participación del sector renovable (sólo un tercio de la cantidad de interesados en 2022), a tal punto que fue la convocatoria con menor cantidad de oferentes desde la Licitación de Suministro 2013/01 (ese año hubo 2 interesados y finalmente se declaró desierta).

De todos modos, desde el Poder Ejecutivo de Chile y entidades del sector energético destacaron tanto el proceso licitatorio como los precios adjudicados por la Comisión Nacional de Energía en esta ocasión. 

“Es una muy buena noticia porque aseguramos el suministro a clientes regulados con un precio competitivo, haciendo que el sistema funcione y eso es un mérito (…) Es un precio muy eficiente que nos permite reflejar las condiciones de hoy en día”, aseguró Diego Pardow, ministro de Energía de Chile. 

“Es una buena noticia que podamos garantizar el suministro futuro de los clientes regulados. Seguimos teniendo precios competitivos pensando en los valores futuros de largo plazo. Estas señales de precios y de seguridad de suministro son los dos elementos que queremos rescatar como industria”, complementó Juan Meriches, director ejecutivo de la Asociación Gremial de Empresas Eléctricas.

Por otro lado, Pardow sostuvo que hubo críticas “bien recibidas” tras la licitación de suministro de 2022, (donde se adjudicaron 777 GWh/año a un precio promedio de 37,38 dólares por MWh lo que equivale a sólo el 14,8% de la energía total subastada en aquel entonces) y que “se reflejan” en los cambios dados para este llamado. 

Además, el titular de la cartera energética de Chile reconoció que el actual proceso contó con pocas ofertas y planteó que las autoridades del país deberán tratar de entender los motivos del bajo número de participantes.  

“Incluso una consultora mencionó que posibles postulantes decidieron no participar por un riesgo regulatorio, por lo que como reguladores necesitamos entender mejor qué hay detrás de ello”, subrayó.

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Estiman que este será un año con mayor producción de gas y petróleo en Vaca Muerta

A penas un 2,6% disminuyó el número de etapas de fractura realizadas en abril en Vaca Muerta, pero se venía de un récord por lo que los números se mantienen estables y según lo proyectado por la industria. 

De todas formas, la ampliación de la infraestructura de transporte y la perspectiva de poder exportar más crudo augura un 2024 con más producción.

En concreto, durante abril se realizaron 1600 etapas de fractura con objetivo shale, es decir Vaca Muerta, de acuerdo al reporte mensual de la Fundación Contactos Energéticos que realiza Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage. En marzo se habían hecho 1643.

Según el portal Mejor Energía, a la fecha hay diez sets de fractura disponibles y se espera la incorporación de nuevos equipos, algo largamente esperado debido a las complicaciones de importación y el déficit de dólares que afronta el país.

“Ya hay operadoras que también anunciaron la llegada de perforadores para sus operaciones en el shale neuquino”, señaló el periodista David Mottura.

YPF fue la compañía con mayor número de fracturas con 814 con foco en La Amarga Chica, Aguada del Chañar y Loma Campana, entre otras áreas. Utilizó el set de Weatherford para hacer 208, los de SLB para 219 y luego los de Halliburton para 387.

Shell realizó 225 fracturas con un set de Halliburton en Coirón Amargo Sur Oeste, le siguió Vista con 213 concretadas por SLB en Bajada del Palo Oeste y en tercer lugar aparece Tecpetrol con 154 con el foco puesto en el gas de Fortín de Piedra que hizo con sus equipos de Tenaris (ambas empresas pertenecen al Grupo Techint).

Pan American Energy apuntó al gas en abril, con la mirada puesta en los meses más fríos y la demanda estacional de energía, con 120 etapas entre Coirón Amargo Sur Este y Aguada de Castro, con equipos suministrados por Calfrac. 

Más atrás quedan ExxonMobil que completó 40 etapas en pozos petroleros con un equipo de Halliburton y después TotalEnergies con 34 en pozos gasíferos con el set de la empresa Tenaris.

Merma en Chubut

También se conoció que Chubut, que desde el año pasado perdió el liderazgo de las exportaciones de petróleo nacional, en marzo logró que sus despachos de crudo al exterior crecieran un 37% interanual. 

A lo largo del primer trimestre de este 2024 desde la provincia se exportaron 232,5 millones de dólares, que fueron un 31,6% mayores a los del año pasado. 

La Secretaría de Energía reveló los niveles de petróleo exportados en el primer trimestre del año y se observó un repunte de las exportaciones chubutenses, pero Vaca Muerta sigue liderando muy ampliamente desde 2023.

Durante marzo Chubut exportó petróleo por 84,3 millones de dólares que fueron un 37% más abultados que los 61,5 millones del mismo mes del 2023.

Mientras que en el resto del país se vendieron al extranjero 188,9 millones de dólares, los que se redujeron en el 7,9% respecto de los 205,2 millones del año pasado.

En lo que respecta al primer trimestre del año el acumulado arrojó exportaciones por 232,5 millones de dólares vendidos desde Chubut, superando en un 31,6% a los 176,6 millones del año pasado.

Vaca Muerta especialmente y la Cuenca Austral exportaron en los tres primeros meses del año 551,3 millones de dólares que fueron el 1,2% menores a los 558,2 millones del 2023.

Como consecuencia del crecimiento chubutense, las exportaciones nacionales de crudo subieron el 6,7% y alcanzaron los 734,8 millones en el arranque del año.

Más allá del retroceso mostrado por la Cuenca Neuquina, Vaca Muerta sigue siendo el principal exportador de crudo nacional y mantiene una fuerte supremacía sobre Chubut; la que se consolidó desde el 2023.

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Deuda por subsidios: las empresas eléctricas rechazan la quita del Gobierno

Las generadoras eléctricas, nucleadas en la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Ageera), enviaron una carta al ministro de Economía, Luis Caputo, para rechazar el pago de la deuda atrasada de Cammesa con bonos que cotizan a la mitad de su valor.

Economía publicó este miércoles la resolución 58/2024 que resuelve el pago pendiente de diciembre y enero con el bono AE38, lo que representa una quita del 50% a la deuda por subsidios energéticos que tiene el Gobierno con las generadoras eléctricas y las productoras de gas (petroleras).

Frente a esto, Ageera, que reúne a empresas como Pampa, AES y Central Puerto, rechazó la modalidad de pago porque, según asegura, afecta los derechos contractuales de las generadoras y es “una violación a su derecho de propiedad privada”.

Además, indicaron en la nota, “impacta en los compromisos financieros asumidos por algunos generadores con quienes otorgaron financiamiento para desarrollar las inversiones en sus respectivas centrales” e “implica una quita adicional en la remuneración de los generadores que venden su energía al Spot en pesos, la cual ya se ha visto desvalorizada fuertemente por la elevada inflación de los últimos meses”.

Entre las siete razones para oponerse a la forma de pago elegida por el Gobierno, la entidad asegura que “afecta en forma directa los programas de operación, mantenimiento e inversión en generación incrementando innecesariamente el riesgo del sistema eléctrico, en particular a las centrales que venden su energía al Spot, en pesos y a precios desactualizados”.

También afirman que “resulta una alteración a contratos adjudicados en procesos licitatorios públicos lo que genera un precedente que desalentará nuevas inversiones, como ya sucedió en el pasado”.

La deuda total que tiene la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) con las generadoras de energía y petroleras alcanzaba hasta el mes pasado los $ 1.074.258.000.000 ($ 1,07 billón) o el equivalente a unos 1.250 millones de dólares. De eso se tendrá que hacer cargo el Tesoro, por mantener los subsidios para hogares -al fijar precios que no reflejan del todo los costos del sistema-. 

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Paro general de la CGT: estaciones de servicio funcionan con normalidad

La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA), junto con sus 16 federaciones y cámaras asociadas, informó que no adherirán al paro general de la CGT del 9 de mayo contra el gobierno de Javier Milei. Esto significa que las estaciones de servicio funcionarán normalmente. En tanto, las autoridades aclararon qué líneas de colectivos prestarán servicio.

“Todas las estaciones de servicio del país asociadas a las distintas Federaciones y Cámaras integrantes de esta Confederación trabajarán normalmente para suministrar el combustible que el público en general requiera“, afirmó CECHA en un comunicado difundido.

Asimismo, aclaró: “Respetamos el derecho de huelga, pero entendemos que los empleados cuentan con los medios necesarios para que a través de los acuerdos paritarios vigentes puedan encontrar las vías de solución democráticas a sus verdaderos reclamos laborales”.

Según un informe de la Secretaría de Energía de la Nación de mayo de 2023, en la Argentina hay 4.962 estaciones de servicios activas. En su mayoría son de combustibles líquidos como nafta Super o Infinia, pero también se contabilizan las de Gas Natural Concentrado (GNC) y finalmente las que expenden GLP.

El informe de Energía, indicaba que de los 4.962 establecimientos habilitados en todo el país, 3.225 expenden únicamente naftas y gasoil, 1.154 líquidos y GNC; 580, gas en exclusiva y tan sólo 3 comparten los derivados tradicionales con surtidores de GLPA.

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Deuda multimillonaria: Generadoras de Argentina rechazan plan de pago que les ofreció el Gobierno

La Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) envió una nota al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, en la expresaron su rechazo a la forma de pago de la deuda que mantiene CAMMESA por las transacciones correspondientes a los meses de diciembre de 2023, enero y febrero de 2024. 

Tal como informó Energía Estratégica, el gobierno prevé cancelar la deuda de más de un billón de pesos (alrededor de 1250 millones de dólares) mediante un bono en dólares Step-UP 2038 (más conocido como AE38) que vence dentro de 14 años, posee una tasa fija del 4,25% anual y cotiza al 50% de paridad (ver nota).

Esto significaba que aquellas entidades que acepten tales condiciones tendrán una quita cercana al 50% del capital pendiente; sumado a que el documento gubernamental no detalla si habrá un pago por intereses por la mora dada. Mientras que el plazo de adhesión – o rechazo – a dicho plan de pagos solamente es de cinco días hábiles.

Por lo que desde AGEERA catalogaron como “inaceptable” a la medida del Poder Ejecutivo ya que consideran que afecta a los derechos contractuales de las generadoras, viola el derecho de propiedad privada e impacta en compromisos financieros asumidos con quienes otorgaron financiamiento para desarrollar las inversiones en sus respectivas centrales. 

“Resulta una alteración a contratos adjudicados en procesos licitatorios públicos lo que genera un precedente que desalentará nuevas inversiones, como ya sucedió en el pasado», asegura la nota que lleva la misiva del presidente de AGEERA, Gabriel Baldassarre

“Afecta la seguridad jurídica en general, y de manera particular en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), lo cual resulta de extrema gravedad ya que sería la primera oportunidad desde la creación del MEM, en la que la Administración Pública modifica unilateralmente contratos de abastecimiento”, agrega.

De esta manera, desde la asociación que representa al 91% de la capacidad instalada de generación eléctrica de Argentina señalaron que un problema financiero en el mercado energético nacional se convertiría en un incumplimiento del Estado, al que apuntaron como “fuerte signo de falta de seguridad jurídica”.

Además, fuentes del sector energético argentino, cercanas a este portal de noticias, expresaron que se podrían iniciar acciones judiciales entre las compañías perjudicadas por la falta de pagos de los meses previamente mencionados y el gobierno nacional.

“De todos modos, ese tema está en mano de lo que cada generador decida y también dependerá de la respuesta del gobierno”, aclararon desde la industria energética en conversación con Energía Estratégica. 

Mientras que del lado de AGEERA reiteraron la voluntad de diálogo y colaboración con las autoridades en pos de llegar a “soluciones aceptables” tanto para este como el resto de los problemas del sector.

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Telener 360 solicita invertir en redes de transmisión para reactivar la industria eólica en México

Las cancelaciones de subastas del actual presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO) provocaron un freno en la ejecución de nuevos proyectos a gran escala y el avance de la actividad renovable se ha visto principalmente en el segmento de generación distribuida.

En un contexto de incertidumbre política de cara a las elecciones presidenciales en el país previstas para el 2 de junio, más de 500 profesionales del ámbito local e internacional debatieron sobre los principales desafíos y oportunidades que presenta el sector renovable en el país durante el megaevento de Future Energy Summit (FES) desarrollado en México

Uno de ellos fue Luis Rafael Ordóñez Segura, CEO de Telener 360, hace un llamado a la inversión en infraestructura de transmisión y a la creación de condiciones propicias para el desarrollo de nuevos proyectos.

Telener 360, una empresa mexicana fundada en 2015, se especializa en la instalación y operación de torres meteorológicas, un componente esencial en la construcción y operación de parques eólicos.

Durante la feria, Ordóñez Segura destacó que, debido a la pandemia y el rumbo que tomó la agenda política mexicana, la empresa tuvo que expandirse a otros mercados, como Chile, Colombia, Argentina, y los Estados Unidos, para mantener su negocio“.

“Actualmente operamos en la región de Magallanes (Chile ) y en Texas (EEUU) en torres de 50 metros a 160 metros de altura para proyectos que al final del camino serán destinados a la producción de hidrógeno verde. Las fabricamos en Querétaro (México) donde tenemos una planta de fabricación y las exportamos”.

Al analizar la coyuntura mexicana, el experto señaló que después de estar cinco años parados, es menester volver a generar condiciones óptimas de logística e infraestructura para reactivar la industria eólica.

En efecto, Ordóñez hace hincapié en la necesidad de invertir en redes de transmisión de alto voltaje: “Un plan estratégico de transmisión en el país donde se considere la variable de viento en lugares estratégicos es fundamental”. 

Según el CEO de Telener 360, el país tiene las condiciones para desarrollar proyectos eólicos a gran escala, pero es necesario contar con una infraestructura de transmisión sólida para que la energía generada pueda ser distribuida de manera eficiente.

Además, Ordóñez sugiere varias estrategias para fomentar el crecimiento del sector eólico. Una de ellas es fomentar la vinculación entre grandes y pequeñas empresas, permitiendo que las pymes participen en la construcción de nuevos proyectos. Esto puede lograrse con financiamiento adecuado y condiciones contractuales justas.

“Hay ocasiones que en los proyectos se piden cartas de crédito y piden que no haya anticipo, que se pague a 60 días. La pyme no puede sostener esas condiciones y queda fuera muchas veces”, explicó.

Otra recomendación es fomentar la investigación y el desarrollo en la industria, lo que podría ayudar a reducir costos y a mejorar la competitividad. También es crucial crear condiciones para que los proveedores puedan tener “márgenes de rentabilidad aceptables”, ya que actualmente muchos están operando con márgenes del 4 al 6%, lo cual no es sostenible a largo plazo.

Por último, llamó a que el Gobierno entrante brinde mecanismos que otorguen previsibilidad política a largo plazo. El experto enfatiza que la política debe ser impulsada por el bien del país, no por ideologías. Esto, junto con una colaboración estrecha entre el sector privado y público, contribuirá a crear un entorno favorable para el desarrollo eólico.

De esta forma, insistió en que la reactivación de la industria eólica en México requiere un enfoque multidisciplinario, con inversiones en infraestructura, políticas previsibles y apoyo a las pequeñas y medianas empresas. 

Con estas acciones, el país podrá volver a ser un referente en energía eólica y avanzar hacia una matriz energética más sostenible y renovable.

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Amara NZero refuerza su compromiso con Centroamérica y el Caribe con la apertura de nuevas oficinas y ofertas competitivas

Amara NZero, proveedor integral para proyectos relacionados con la transición energética, está expandiendo su presencia local en Centroamérica y el Caribe.

Este grupo multinacional, que ya cuenta con un almacén centralizado en Panamá y una gerencia regional en Guatemala para atender mercados como El Salvador, Honduras, Belice y Guatemala, planea aumentar su participación en estos y otros países atractivos de la región. 

Además de contratar desarrolladores de negocios en cada uno de estos mercados, la empresa ha constituido una sede en Panamá para atender la creciente demanda en Centroamérica, y una en República Dominicana para abarcar el Caribe, incluyendo islas como Jamaica y Barbados.

Estos planes fueron confirmados por Amara NZero a  Energía Estratégica, anticipando también la apertura oficial de estos centros antes de mediados de año, junto con un equipo de profesionales que ya están generando negocios con un gran stock en su almacén en Colón.

Carlo Francesco Melillo liderará las operaciones en Centroamérica como Country Manager Panama & Central America en Amara NZero. Este líder empresarial estará respaldado por un equipo diverso que incluye responsables de soporte técnico local, asesores comerciales y personal de almacén.

Desde Panamá, la empresa no solo atenderá el mercado nacional, que se destaca por su récord de penetración de autoconsumo solar en 2023 y su reciente lanzamiento de una licitación de 500 MW exclusivamente para renovables, sino que también dará soporte a los países de Nicaragua y Costa Rica.

Por su parte, Maury Alberto Pierret Guzman, nombrado Country Manager República Dominicana de Amara NZero, dirigirá el equipo en uno de los mercados más atractivos del Caribe. República Dominicana ha logrado superar sus propios récords de concesiones para proyectos de energías renovables a gran escala y sigue creciendo con sistemas fotovoltaicos con almacenamiento, tanto en generación distribuida como en sistemas aislados.

Con este despliegue, la multinacional añade valor al servicio al cliente tanto antes como después de la venta en Centroamérica y el Caribe, sin descuidar la competitividad de su oferta de productos y soluciones.

Tania Luviano Tamez, gerente de Marketing para México y el resto de Latinoamérica de Amara NZero, afirmó: «Contamos con acuerdos globales con las mejores marcas del mercado, lo cual nos hace muy competitivos en nuestros precios de venta y nos asegura un amplio stock de toda la cadena de suministro para instalaciones fotovoltaicas, desde cables, módulos, inversores, estructuras y accesorios varios. Además, nos distinguimos por nuestra red de soporte técnico global con presencia local en cada uno de los países».

Con una estrategia de negocios enfocada en expandir su presencia y participación en distintos mercados, esta multinacional comprometida con la transición energética tiene como meta convertirse en la tercera empresa de energías renovables más grande del mundo, sosteniendo como pilares la electrificación, eficiencia energética, digitalización y descarbonización.

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Plan de transición energética: el Gobierno y el BID avanzan en el desarrollo de 40 MW renovables en Galápagos

No hay dudas de  que las Islas Galápagos, reconocidas por su biodiversidad y patrimonio natural, tienen un enorme potencial para el desarrollo de energías renovables debido a varios factores geográficos y ambientales. 

Teniendo en cuenta las oportunidades que presenta la región y en línea con sus objetivos de descarbonización, el Gobierno de Ecuador junto al Banco Interamericano de Desarrollo (BID) idearon un ambicioso plan de transición energética en el archipiélago ecuatoriano.

Se trata de una iniciativa que promueve proyectos sostenibles fomentando el uso de energías renovables y la eficiencia energética. En exclusiva con Energía Estratégica, José Ramón Gómez, especialista líder regional de energía en Banco Interamericano de Desarrollo explica en detalles cómo viene avanzando el plan y el rol que juega BID como un aliado estratégico para el desarrollo en Ecuador.

¿Cuáles son los avances de la implementación del plan de transición energética? ¿Qué tipo de inversiones en infraestructura eléctrica se están realizando? 

Estamos avanzando considerablemente en la ejecución del Plan de Transición Energética de Galápagos. En generación eléctrica y almacenamiento, se está avanzado en el proceso de contratación de la modernización para la isla Floreana, que será la primera con generación 100% renovable de Ecuador y de Sur América.

Asimismo, en la isla de Santa Cruz se logró la firma del programa energético de Colonophus, que generará 70% del suministro energético, a base de fuentes renovables y almacenamiento de energía para la isla. De igual forma, en la isla de Isabela se desarrolló un estudio con apoyo del Gobierno de Corea para lograr alcanzar 100% de generación con energías renovables y almacenamiento. Finalmente, en la isla de San Cristóbal, recientemente se llevó adelante la modernización y digitalización de la principal subestación eléctrica y se están definiendo las necesidades técnicas en generación renovable, almacenamiento y automatización del sistema eléctrico.  

En el área de automatización, se desarrollaron los lineamientos para los estudios especiales de control de la Microrred Santa Cruz-Baltra, las guías para estudios eléctricos y las especificaciones técnicas para la microred de la isla Floreana de las Galápagos para el Sistema de protecciones, comunicaciones y control. También se llevaron a cabo acciones de información y participación ciudadana y se le dio un impulso especial a la participación de la mujer en el sector eléctrico en las islas.

En eficiencia energética, actualmente se encuentra en ejecución un programa para el recambio de 2600 aires acondicionados a tecnología eficiente. Dentro de este, se emitieron medidas de construcción sostenible y arquitectura bioclimática, y actualmente se encuentra en formulación el proyecto de eficiencia energética en edificaciones públicas en las islas.

¿Qué proyectos renovables se planean desarrollar y cuantos MW se proponen adicionar?

El plan de transición energética contempla el desarrollo de 40,7 MW de potencia eólica y solar en las 4 islas, que tendrá un impacto de una reducción en el consumo de diésel para la generación eléctrica. Para el año 2025, sería cercano a los 1.7 millones de galones, equivalente a una disminución de 44% y para 2030 de alrededor de 2,8 millones de galones, equivalente a una disminución de 72%.

Además, el plan contempla el desarrollo de almacenamiento para el año 2025 de 58,14 MWh, así como   39,32 MWh propuestos en Santa Cruz- Baltra, San Cristóbal, Isabela y Floreana.

Asimismo, el Ministerio de Minas y Energía está estudiando la posibilidad de realizar un proceso público de selección (PPS) para financiar las inversiones necesarias para el cumplimiento del plan.

¿Cuál es el rol del BID en todas estas iniciativas?  

El Grupo BID apoyó al Gobierno de Ecuador, a través del Ministerio de Minas y Energía y Elecgalapagos, en la estructuración y formulación del Plan de Transición Energética. A su vez, hemos brindado apoyo técnico en el marco de la iniciativa RELAC “Renovables en Latinoamérica y el Caribe», de la cual Ecuador hace parte. Para ello, el BID ha canalizado el apoyo en asesoría técnica del National Renewable Energy Laboratory (NREL) de Estados Unidos para todo el desarrollo en automatización, así como la ayuda financiera del Gobierno de Corea en el desarrollo de las actividades técnicas e inversiones en la isla de Isabela. 

El BID juega un papel crucial en impulsar el desarrollo económico y social en Ecuador y en la región. Ofrecemos asistencia a través de financiamiento, asesoramiento técnico y transferencia de conocimientos en áreas críticas como educación, salud, infraestructura y medio ambiente. 

En lo que respecta a la transición energética, el BID promueve proyectos sostenibles que fomenten el uso de energías renovables y la eficiencia energética. Esto incluye apoyar la implementación de tecnologías más limpias y sostenibles, mejorar las políticas regulatorias y facilitar la inversión en energía verde.

 El objetivo principal es ayudar a los países a reducir su dependencia de combustibles fósiles, disminuir las emisiones de carbono y promover una economía más verde y resiliente.

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LONGi establece un nuevo récord mundial de eficiencia de celdas solares de silicio con el lanzamiento de la segunda generación de módulos ultraeficientes basados en BC

LONGi Green Energy Technology Co. anuncia hoy que la empresa ha batido otro récord mundial de eficiencia de celdas solares de silicio sólo 4 meses después de haber establecido por última vez un récord mundial en esta área. Según ha certificado el Instituto de Investigación de Energía Solar Hamelin (ISFH) de Alemania, las nuevas celdas solares de silicio de heterounión de contacto posterior (HBC) diseñadas por LONGi han alcanzado una eficiencia del 27.30% en condiciones de laboratorio.

El nuevo récord se anunció en un acto de celebración en el que también se dio a conocer un nuevo producto, el Hi-MO 9. Entre los invitados a este acto se encontraban el fundador y presidente de LONGi, Li Zhenguo, el vicepresidente Dennis She, el científico jefe Dr. Xu Xixiang y representantes de clientes de todo el mundo.

El acto de presentación del nuevo producto de LONGi

LONGi ha consolidado su liderazgo en la industria mundial de la energía solar

El anuncio de hoy representa la decimoséptima vez que la empresa establece un récord mundial en eficiencia de celdas solares desde abril de 2021.

Li Zhenguo, fundador y presidente de LONGi, y el Dr. Xu Xixiang, científico jefe, desvelan el nuevo récord mundial de BC

Este logro ha consolidado a LONGi como líder en productos fotovoltaicos de silicio cristalino: la empresa es ahora la doble poseedora del récord mundial de eficiencia tanto en celdas solares de silicio cristalino como en celdas solares en tándem de silicio cristalino-perovskita. En noviembre de 2023, LONGi anunció que la empresa había establecido un récord mundial adicional en la eficiencia de celdas solares en tándem de silicio cristalino-perovskita del 33.9%.

27.3%, LONGi vuelve a batir el récord mundial de eficiencia de una celda solar de silicio

Presentación del módulo Hi-MO 9

En un evento celebrado en Madrid (España) el 7 de mayo por la tarde, LONGi presentó su nuevo módulo Hi-MO 9, su producto estrella. El Hi-MO 9 es un módulo solar con una capacidad de hasta 660W, basado en la tecnología de celda solar Hybrid Passivated Back Contact (HPBC) de 2ª generación y en la oblea TaiRay, una oblea de silicio lanzada por LONGi en marzo de 2024, y el módulo Hi-MO 9 cuenta con una eficiencia de conversión de hasta el 24.43%, construido para sobresalir en una serie de entornos difíciles (incluyendo lagos, montañas y desiertos).

Hi-MO 9, una nueva generación de módulos ultraeficientes con tecnología de celdas HPBC 2.0

Dennis She, Vicepresidente de LONGi Green Energy Technology Co, ha declarado: “Nuestro nuevo módulo Hi-MO 9 permite una generación de energía líder en el mundo y supera a otras tecnologías del mercado en igualdad de condiciones de uso del suelo. Y, lo que es más, mantiene este rendimiento durante toda su vida útil, ya que el módulo está diseñado con los más altos estándares de confiabilidad. Los propietarios de centrales eléctricas pueden estar seguros de que una central construida con el módulo Hi-MO 9 les ayudará a hacer un uso más eficiente de su terreno y a obtener el máximo valor de la luz solar”.

El nuevo producto Hi-MO 9 de LONGi ha sido presentado oficialmente

Los paneles se fabricarán en la base de producción de Jiaxing, reconocida por el Foro Económico Mundial como Global Lighthouse Factory, un grupo de fábricas que aceleran la adopción de las tecnologías de la Cuarta Revolución Industrial en el sector manufacturero.

Sobre LONGi

Fundada en el año 2000, LONGi se ha propuesto ser la empresa de tecnología solar líder en el mundo, enfocada en la creación de valor orientada al cliente para lograr la transformación energética para todos los escenarios.

Con la misión de «Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible», LONGi se ha dedicado a la innovación tecnológica y ha establecido cinco líneas de negocio, que abarcan las obleas, las celdas y módulos de monosilicio, las soluciones de generación distribuida para uso comercial e industrial, las soluciones de energía verde y los equipos de hidrógeno. La empresa ha perfeccionado sus capacidades para proporcionar energía renovable y, más recientemente, también ha adoptado productos y soluciones de hidrógeno verde para alcanzar un crecimiento global sin emisiones de carbono. www.longi.com

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Andes Solar consolida su expansión a Perú tras firmar contrato fotovoltaico con la empresa distribuidora CVC Energía

En un importante paso hacia la expansión de las energías renovables en Perú, Andes Solar ha anunciado la firma de un contrato con la empresa distribuidora de energía eléctrica CVC Energía para la realización de su primer proyecto de energía solar en el país. Esta planta fotovoltaica, de 13 MWp, marcará un hito en la infraestructura energética de Perú, contribuyendo significativamente a la reducción de la huella de carbono y al impulso de la sostenibilidad energética.

CVC Energía, una compañía peruana con tres décadas de experiencia en la distribución de energía eléctrica en sectores agroindustriales, ha decidido apostar por la energía solar como parte de su estrategia de diversificación y sostenibilidad.

Desde la Gerencia de Desarrollo de Negocios de CVC afirman que «la central solar fotovoltaica marcará un hito en la generación limpia, la cual no sólo mitigará los gases de efecto invernadero y reducirá la huella de carbono frente al urgente desafío del cambio climático, sino que mejorará la calidad energética del sistema de Villacurí e impulsará la innovación y el desarrollo tecnológico de la industria y la comunidad local. Es así que, en el marco de la transición energética, CVC Energía siempre está comprometida con el cuidado del medio ambiente y el desarrollo del país y de la población».

Por su parte, el Gerente de Negocios y Área Internacional de Andes Solar, Martín Valenzuela, explicó la labor que realizará la compañía en este proyecto.

«En esta primera etapa del proyecto, tenemos la responsabilidad de ejecutar la ingeniería, la adquisición de ciertos materiales y la construcción de la planta fotovoltaica, además de ofrecer los servicios de operación y mantenimiento (O&M). Este hito nos pone tremendamente contentos y viene a consolidar el proceso de expansión de nuestras operaciones hacia Perú que iniciamos hace unos años. Perú tiene un tremendo potencial para desarrollar ERNC y este proyecto de CVC Energía será pionero del crecimiento y desarrollo que veremos de la generación limpia», señaló.

Las obras del proyecto Villacurí comenzarían durante el segundo semestre de este año, sumándose al importante portafolio de proyectos renovables en el territorio. Según datos de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), gremio que cuenta además con un representante de Andes Solar en su directorio, el sector de Ica acumula una inversión cercana a los US$3.500 millones en 16 proyectos de energía renovables a febrero 2024, convirtiéndose así, en un polo de desarrollo eólico y solar en ese país.

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CECHA ante el Paro Nacional

Los empresarios nucleados en la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos de la Argentina (CECHA) comunicó, junto con sus 16 Federaciones y Cámaras asociadas, que no adherirán a la medida de fuerza programada por la CGT para el jueves 9 de mayo.

Por lo tanto, “todas las estaciones de servicio del país asociadas a las distintas federaciones y cámaras integrantes de esta Confederación trabajarán normalmente para suministrar el combustible que el público en general requiera”.

“Respetamos el derecho de huelga, pero entendemos que los empleados cuentan con los medios necesarios para que a través de los acuerdos paritarios vigentes puedan encontrar las vías de solución democráticas a sus verdaderos reclamos laborales”, señalaron.

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Santa Cruz: inspeccionan presunto derrame de hidrocarburos en el Lago Argentino

Autoridades de la Secretaría de Estado de Recursos Hídricos, dependiente del Ministerio de Energía y Minería, realizaron este martes una inspección en el Lago Argentino, junto a personal de Prefectura Naval Argentina, a partir de una denuncia realizada por presunto derrame de hidrocarburos, proveniente de una embarcación.

En el lugar, se inspeccionó el muelle de la empresa “Hielo y Aventura”, específicamente la embarcación “Alacalufe”, la que se encuentra en agarradera sin actividad, oportunidad en la que recorrieron un sector del brazo Rico, de la bahía Bajo las Sombras, como así también del Canal de los Témpanos.

Cabe destacar que el responsable de la cartera de Recursos Hídricos, Juan Moyano, junto al director Provincial de Obras Hidráulicas, Hugo Cabrera, ambos del Ministerio de Energía y Minería, estuvieron acompañados por el prefecto Maximiliano Morano, jefe de la delegación Lago Argentino.

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Luego de reactivar al área petrolera más alta del país, Mendoza lanza la cesión de derechos de Vega Grande

La Empresa Mendocina de Energía (Emesa) logró recuperar dos áreas maduras que están en condiciones de salir a licitación y seguir incrementando la producción hidrocarburífera, luego de minuciosos trabajos de puesta a punto, evaluaciones técnicas, inversión en infraestructura, reparaciones y análisis de reservas.

Una de ellas es Vega Grande, ubicada en la llamada cuenca Neuquina, el área petrolera más alta sobre el nivel del mar de Argentina (2800 m). Emesa, encargada de trazar las políticas energéticas y de hacer crecer las inversiones en la materia, ahora lanzó el concurso público para la cesión de derechos del área. La información técnica se puede solicitar hasta el 8 de mayo y la apertura de sobres y de ofertas se realizará el 17 del mismo mes.

La reactivación del área fue un hito para la provincia, ya que por primera vez se llevó un equipo de torre a un yacimiento de gran altura. De este modo, pasó de estar abandonado por casi tres años a producir entre 14 y 15 metros cúbicos por día de petróleo, con picos de hasta 30 metros cúbicos por día. Cabe recordar que, cuando estuvo operativo, antes de ser abandonado, producía hasta 5 metros cúbicos.

Puesta en valor para la reactivación hidrocarburífera

La recuperación y crecimiento de la actividad hidrocarburífera, central para la economía provincial, ha sido uno de los pilares de las acciones del Gobierno de Mendoza. Por esto, cuando se terminó el período de concesión de Vega Grande, Emesa comenzó con la puesta en valor y mejora de seguridad del área, para luego buscar un operador definitivo.

En 2021, la Dirección de Hidrocarburos otorgó un permiso provisorio de ingreso al área con el fin de relevar, reacondicionar las instalaciones y proceder con la puesta en marcha del yacimiento. En dicha inspección se observó que, al estar tanto tiempo inactiva, el área había sido vandalizada y comenzaron los trabajos de acondicionamiento.

En marzo de ese año se presentó el Estudio Ambiental de Base a la Dirección de Protección Ambiental (DPA) y se programó, en conjunto el reemplazo de 8 tramos del oleoducto principal, mantenimiento y certificación de las 30 válvulas y la construcción de Bermas en los tramos más críticos del oleoducto.

En junio de 2021 se puso en marcha nuevamente el yacimiento Vega Grande de manera continua hasta la actualidad, con picos de producción de hasta 575m3/mes y sorteando todas dificultades climáticas y operativas de un área tan aislada.

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EDEA concretó una obra de alto impacto en Mar del Plata

La Empresa Distribuidora de Energía Atlántica ejecuta una serie de obras en el marco de su Plan de Inversiones, con el objetivo de alcanzar a más vecinos y mejorar la calidad del servicio de eléctrico. Luego de treinta días de trabajo, la distribuidora finalizó la repotenciación de la Estación Transformadora “Jara”, ubicada entre la avenida homónima y la avenida Colón de la ciudad de Mar del Plata.

¿Qué es una repotenciación?

Las Estaciones Transformadoras cumplen una función esencial: reciben flujo eléctrico en alta tensión y lo atenúan para su distribución en media y baja tensión. La repotenciación en la Estación Transformadora “Jara” consistió en el reemplazo de uno de sus transformadores principales por un equipo nuevo que incrementa un 25% la potencia disponible.

Esta obra fundamental favorece el desarrollo y crecimiento de las zonas aledañas a las mencionadas avenidas, entre las que se encuentran los barrios San Juan, Don Bosco y Bernardino Rivadavia. Además, el incremento de la potencia permitirá abastecer a 10 mil nuevos usuarios a la red de distribución de EDEA.

Participaron activamente de esta obra, que comenzó a principios de abril, operarios del sector de Subtransmisión y de las áreas de Equipos Eléctricos y Protecciones de la empresa, además de contratistas encargados del traslado y montaje del transformador, cuya puesta en servicio tuvo lugar este lunes 6 de mayo.

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El Gobierno oficializó al plan de pago para saldar la deuda con las energéticas

El Gobierno oficializó el régimen de pagos para saldar la deuda que mantiene la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) con las empresas generadoras de energía, a través de la Resolución 58/2024 publicada este miércoles en el Boletín Oficial.

La propuesta gubernamental consiste en cancelar la deuda por subsidios energéticos, que en el documento oficial se reconoce que a fines de abril alcanzaba $1.074.258.000.000, con una quita del 50% mediante la entrega de un bono en dólares (AE38) para diferir los montos vencidos correspondientes a diciembre y enero.

La normativa establece “un régimen de pagos excepcional, transitorio y único para el saldo de las transacciones económicas del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de diciembre de 2023, enero de 2024 y febrero 2024 correspondiente a los Acreedores del MEM con el objeto de restablecer la cadena de pago de las transacciones económicas corrientes y con ello preservar el abastecimiento del servicio público de electricidad, ante el déficit de los recursos disponibles en el Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y la emergencia declarada por el Decreto N° 55 del 16 de diciembre de 2023 y el Decreto N° 70 del 20 de diciembre de 2023″.

El Ejecutivo consideró que “en el marco de la emergencia energética, económica, financiera y tarifaria declarada, y ante el déficit sostenido y permanente del Fondo de Estabilización, resulta necesario generar un instrumento regulatorio que promueva, en forma simultánea, la normalización de las transacciones del MEM y el ordenamiento de su flujo de fondos mediante su cancelación; y la reducción del déficit fiscal”.

Asimismo, sostuvo que el régimen “no ocasiona una lesión al derecho de propiedad de los agentes acreedores, por tratarse de un diferimiento de pago que no altera de manera definitiva sus derechos, por cuanto resulta transitorio, excepcional y limitado en el tiempo”.

La Secretaría de Energía instruyó a Cammesa a elaborar y determinar con cada uno de los Acreedores del MEM los importes correspondientes a cada uno de ellos correspondientes a las Transacciones Económicas de los meses de diciembre 2023, enero 2024 y febrero 2024, con vencimiento en los meses de febrero, marzo y abril de 2024 respectivamente. 

El plazo original para realizar dicho relevamiento fue fijado en dos días hábiles desde la publicación del documento oficial. Sin embargo, se extendió a “cinco días hábiles”, mediante la Resolución 66/2024, que también fue publicada este miércoles.

El texto oficial dispuso que una vez determinados los importes, las liquidaciones serán canceladas del siguiente modo:

a. Las Liquidaciones de los Acreedores del MEM por las Transacciones Económicas de los meses de diciembre de 2023 y enero de 2024, serán canceladas a los 10 días hábiles de la fecha de los acuerdos individuales mediante la entrega de títulos públicos “Bonos de la República Argentina en dólares estadounidenses step up 2038″.

Al respecto, el Gobierno precisó que el cálculo de los montos nominales a entregar de cada bono se realizará al tipo de cambio de referencia (Com. A3500) a la cotización vigente al cierre del día de la fecha de la aceptación formal por parte de los Agentes Acreedores del MEM.

b. Las liquidaciones de los Acreedores del MEM por la Transacción Económica del mes de febrero de 2024 serán canceladas con los fondos disponibles en las cuentas bancarias habilitadas en CAMMESA a efectos de las cobranzas y con aquellos disponibles por las transferencias realizadas por el Estado Nacional al Fondo Unificado con destino al Fondo de Estabilización.

El Gobierno también instruyó a Cammesa a “elaborar y determinar con cada uno de los Deudores del MEM, en un plazo de 5 días hábiles de la entrada en vigencia de la presente, los importes correspondientes a cada uno de ellos correspondientes a las facturas por la venta de energía eléctrica, con vencimiento en los meses de febrero, marzo y abril de 2024 respectivamente”.

Una vez determinados los importes mediante la suscripción de los acuerdos individuales respectivos, las facturas serán canceladas sujetas a los siguientes principios:

a. Las Facturas de los Deudores del MEM con vencimiento en febrero y marzo 2024 serán canceladas en su totalidad mediante los planes de pago que CAMMESA acuerde con cada agente deudor los que deberán sujetarse a las siguientes condiciones: tasa de mercado banco nación; y plazo de 48 meses.

b. Las Facturas de los Deudores del MEM con vencimiento en abril de 2024 deberán ser canceladas en su totalidad en un plazo de 30 días corridos de la entrada en vigencia de la Resolución.

c. Las facturas con vencimiento mayo de 2024 deberán ser canceladas en su totalidad en los términos y condiciones establecidas en la normativa vigente.

d. El incumplimiento de lo establecido en los incisos (b) y (c) inhabilitará al agente deudor en falta a celebrar acuerdos de pagos en las condiciones establecidas en el inciso (a) o la caducidad del acuerdo si este fuese anterior al incumplimiento.

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Petroleros denuncian a Equinor y Valaris por el encuadre de los trabajadores que realizan la exploración offshore

El Sindicato del Petróleo, Gas y Biocombustibles de Bahía Blanca, La Pampa y la Patagonia levantó su voz contra lo que considera una falta grave por parte de Equinor, la empresa noruega encargada de las operaciones petroleras offshore. En un reclamo formal ante el Ministerio de Trabajo local, han puesto en evidencia lo que describen como el «incumplimiento de la legislación argentina» por parte de la compañía.

Según Gabriel Matarazzo, secretario general del sindicato, Equinor ha integrado a sus actividades marítimas a varios buques con banderas extranjeras, entre ellos el Valarys (Islas Marshall), BGP Prospector (Bahamas), Geo Service (Singapur), Hos Remington (México) y Skandi Caledonia (Noruega). Estos barcos se encuentran operando a más de 300 kilómetros de las costas cercanas a la ciudad, una zona que cae bajo el convenio colectivo de trabajo que defiende el gremio.

La organización sindical sostiene que su ámbito territorial incluye precisamente el espacio marítimo donde se están llevando a cabo estas tareas petroleras. Resaltan que Equinor no ha cumplido con enviar constancias de pago de aportes y contribuciones del personal involucrado, y además señalan que los trabajadores no están adecuadamente clasificados dentro del convenio colectivo correspondiente.

Ante esta situación, el sindicato ha solicitado una respuesta rápida ya que los buques mencionados participarán en la fase actual de las operaciones pero no en las siguientes. Hacen hincapié en que todas las etapas del proceso -exploración, prospección y producción- implican personal representado por ellos y amparado por sus convenios. Esta condición es vista como fundamental para la actividad que se desarrolla.

En este contexto, han pedido al Ministerio que convoque a una audiencia con Equinor para resolver esta problemática que claramente afecta la relación laboral deseada. Además, el gremio no descarta tomar medidas más drásticas si no se llega a un acuerdo satisfactorio. Con este panorama, queda claro que el conflicto laboral podría escalar si no se atienden las demandas presentadas por los representantes sindicales.

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La tarifa de electricidad en la Argentina es la más cara en 30 años con relación al poder adquisitivo

En febrero de 2024, el gasto en electricidad de los hogares representó el 3,45% de un sueldo promedio desestacionalizado del sector formal, el valor más alto de los últimos 30 años, consecuencia del aumento significativo de las tarifas de servicios públicos y la caída del salario real en el último período, según un informe de la UADE.

El trabajo consignó que en la Argentina, los constantes cambios en las políticas aplicadas sobre los servicios públicos (extremos entre subsidios exagerados acumulados por periodos prolongados y recomposición abrupta de los precios en periodos breves) impiden encontrar un nivel de tarifas estables en el mediano plazo.

El trabajo tomó como fuente al Instituto de Economía (INECO), sobre la base de los datos informados por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y la Secretaría de Trabajo de la Nación. 

A nivel mundial, y dentro de América del Sur, la tarifa de electricidad de Argentina se encuentra relativamente barata. 

El costo es de US$ 0,11 por kWh (hasta el año pasado, en marzo, la misma tarifa era de 0,04 centavos de dólar) y de US$ 27,5 si se considera la canasta básica de 250 kWh. 

El valor promedio de esta misma canasta en todo el mundo es de US$ 42,5 (USD 0,17 por kWh), con lo cual la canasta argentina es US$ 15 más barata.

El estudio indicó que a pesar de que sea necesario una corrección tarifaria de los servicios públicos, los nuevos valores impactan dentro del gasto de los hogares, a la vez que el poder adquisitivo de los argentinos viene en caída, presionando aún más sobre este fenómeno. 

En marzo de 2024, la tarifa de electricidad representó el 21% de la canasta básica total (CBT) que mide el INDEC. 

Tan solo dos meses antes, en enero, la misma tarifa equivalía al 10% de la CBT. Quizá por estas razones y para mitigar el impacto en una tasa de inflación gradualmente en baja es que el gobierno ha decidido postergar los aumentos de tarifas ya planificados, para distribuirlos en el tiempo.

Debido a las distintas políticas que se han aplicado en los últimos 30 años sobre los servicios públicos en Argentina, las tarifas que se abonan han oscilado constantemente en torno a las discusiones de aquellos que proponen un esquema de subsidios para abaratarlas y los que proponen sincerar su costo para no caer en gastos desmedidos de las cuentas públicas.

Durante los primeros años de este siglo, post crisis de 2001, se aplicaron políticas de subsidios como respuesta a la caída de los ingresos de los argentinos. 

Con el paso de los años, Argentina comenzó una recuperación económica, pero, sin embargo, el esquema de subsidios a las tarifas no se modificó. Se “pisaron” los precios de las tarifas durante años, generando valores ficticios, totalmente alejados de los que surgirían si se consideran la estructura de costo de las empresas que brindan el servicio. 

Como contraparte, las gestiones posteriores aplicaron políticas para solucionar estos problemas, pero no fueron bien recibidas por los consumidores. 

Los aumentos significativos en las tarifas de luz generaron rechazo en buena parte de la sociedad (amparos judiciales), ya que este tipo de consumo es inelástico (ante las variaciones en los precios, uno no pudo modificar su consumo con facilidad). 

Qué pasa en el mundo

Dinamarca es el país con la electricidad más cara del mundo, con un valor de US$ 0,54 por kWh, con una canasta de US$ 135, seguido por Alemania con US$ 130 y el Reino Unido con US$ 117,5. Europa es la región a nivel mundial con los mayores costos en tarifas de servicios. 

A su vez, dentro de América del Sur, el país con la tarifa más elevada es Uruguay, donde se paga US$ 0,24 POR kWh y una canasta de US$ 60 mensuales. Luego le siguen Perú con una canasta de US$ 57 y Brasil con US$ 50. 

Paraguay tiene la tarifa más barata con US$ 0,06 y una canasta de US$ 15. 

Antes de los recientes aumentos de tarifas, Argentina se encontraba por debajo de Paraguay con los valores más bajos. 

En la actualidad el servicio se ha encarecido, pero a comparación de otros lugares de la región sigue siendo uno de los países más baratos para el acceso a la electricidad en los hogares. 

La tarifa de electricidad en Argentina se ha encarecido significativamente luego de los aumentos que dispuso el gobierno nacional. Estas medidas tuvieron como resultado la tarifa de electricidad más cara de los últimos 30 años. 

Sin embargo, si se compara esta misma tarifa a nivel mundial y dentro de América del Sur, el valor de la energía eléctrica para el consumo del hogar sigue siendo relativamente barato en dólares.

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Advierten una suba del 500% en las facturas del gas de abril

El costo de gas natural está a punto de darle una mala noticia a los usuarios de nivel medio y bajo: las facturas de abril llegarán con un aumento del orden del 500% respecto del nivel que tenían el año pasado.

En materia de gas natural, los especialistas en temas de energía calculan que entre el verano y el inicio del otoño, el Gobierno Nacional puso las tarifas en un nivel similar al de 2019 para los hogares de altos ingresos, tras la reducción del ritmo de los aumentos durante el gobierno de Alberto Fernández que siguió a los incrementos más pronunciados de la era Mauricio Macri.

La consultora Economía y Energía realizó un estudio para precisar el nivel de incrementos. Tomó como base las boletas que pagarán los usuarios residenciales a partir de abril de acuerdo a los cuadros publicados por el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) y el esquema de subsidios, que cubre la diferencia entre el costo de producción y lo que efectivamente se paga .

El trabajo determinó que en mayo en el segmento N2 , el salto será de 559%: de $3.000 a $19.000 respecto del año pasado. Estos usuarios son los de menores ingresos, pero tendrán el salto de mayor magnitud. En tanto, los N3 (ingresos medios) recibirán un incremento del 424% entre mayo de 2023 y abril: de $4.891 a $25.629.

Los comercios e industrias (categorías SGP 1, 2 y 3) no tienen subsidio al precio de la generación de gas natural y recibirán los mayores aumentos. Los SGP1, pequeños comercios, verán un salto del 1.140% al comparar mayo de 2023 ($1.154) con abril de 2024 ($19.272). Para los SGP 2, subirá el 799% (de $6.690 a $60.172). Para los SGP 3, industrias pequeñas, el aumento es del 318% ($105.000 a $438.319).

Según Economía y Energía las boletas de los residenciales N1 están 17% abajo del promedio de 2019. Los N2 y N3, 46% y 20%, respectivamente, abajo también.

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Pampa Energía destacó su crecimiento en el segmento de gas y avanza en petróleo

El grupo Pampa Energía informó que tuvo un incremento interanual del 31 % en su producción de gas, y resultados prometedores en su primer pozo exploratorio de petróleo en el yacimiento Rincón de Aranda.

Pampa presentó los resultados del primer trimestre de 2024 y destacó el crecimiento de su producción de gas en Vaca Muerta. Su CEO, Gustavo Mariani, afirmó que: “Este incremento es el resultado de la inversión que realizamos en los yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata, y al volumen de venta que obtuvimos en la licitación de la ronda 4.2 del Plan Gas”.

En petróleo, la compañía destacó los resultados de su primer pozo exploratorio en Rincón de Aranda, un yacimiento que opera y donde tiene el 100 % tras la adquisición en junio de 2023 de la participación que tenía Total Energies. Se trata de un bloque exploratorio de 240 kilómetros cuadrados ubicado en el corazón de la ventana de crudo de Vaca Muerta, en la provincia del Neuquén.

Según los análisis técnicos de los datos obtenidos, estos valores lo posicionan dentro de los mejores pozos que han sido perforados en la zona. El director ejecutivo de E&P, Horacio Turri, señaló que “En el bloque Rincón de Aranda podrían perforarse más de 200 pozos con la información a la fecha. Este desarrollo implica niveles de producción de alrededor de 35.000 a 40.000 bbls/día”.

En el segmento de generación de energía eléctrica, Pampa informó que continua con las obras de su Parque Eólico Pampa Energía VI, en la localidad de Bahía Blanca, que sumará 140 MW de energía renovable. Con una inversión de 260 millones de dólares, la compañía tiene prevista la habilitación comercial de este parque en el segundo semestre del año, se indicó.

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AGEERA rechaza el pago parcial con bonos propuesto por Economía por deudas de CAMMESA

.La Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina -AGEERA-, comunicó al gobierno nacional su rechazo a la propuesta de pago con bonos (y descuento) de las deudas que mantiene CAMMESA con las empresas generadoras de electricidad por las transacciones correspondientes a los meses de diciembre de 2023, y enero y febrero de 2024.

La propuesta había sido anticipada la semana pasada por el minstro de Economía, Luis Caputo, a los empresarios, y fue formalizada (8/5) a través de la resolución 58/2024 y su modificatoria parcial 66/2024, publicadas en el Boletín Oficial.

En AGEERA calcularon que el monto total adeudado por Generación y combustibles de las transacciones de Diciembre 2023, y Enero y Febrero 2024 es de Un billón setecientos treinta y nueve mil, quinientos cincuenta y cinco dólares (1.739.555.000).

El Gobierno, a través del ministro Caputo, presentó a las productoras de gas y a los generadores de electricidad, el jueves 25/4 una propuesta para cancelar las transacciones de diciembre 2023 y enero 2024 mediante la entrega de títulos públicos por un monto aproximado de U$S 600 millones de valor nominal.

Poco después, el presidente Javier Milei afirmó en declaraciones periodísticas que la situación en este tema se regularizaría en junio próximo.

Cabe referir que estos bonos están cotizando actualmente al 50% de su valor nominal.

A través de la R-58/2024 firmada por el Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, se estableció “un régimen de pagos excepcional, transitorio y único para el saldo de las transacciones económicas del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de diciembre de 2023, enero de 2024 y febrero 2024 correspondiente a los Acreedores del MEM con el objeto de reestablecer la cadena de pago de las transacciones corrientes y con ello preservar el abastecimiento del servicio público de electricidad, ante el déficit de los recursos disponibles en el Fondo de Estabilización del MEM y la emergencia declarada por el Decreto 55/2023 y el Decreto 70/2023” .

El artículo 2° de dicha Resolución instruye a CAMMESA “a elaborar y determinar con cada uno de los Acreedores del MEM, en un plazo de DOS (2) días hábiles de la entrada en vigencia de la presente, los importes correspondientes a cada uno de ellos correspondientes a las Transacciones Económicas de los meses de diciembre 2023, enero 2024 y febrero 2024, con vencimiento en los meses de febrero, marzo y abril de 2024 respectivamente”.

En su artículo 3 la Resolución estableció que “Una vez determinados los importes mediante la suscripción de los acuerdos individuales respectivos”, las liquidaciones serán canceladas del siguiente modo:

a. Las Liquidaciones de los Acreedores del MEM por las Transacciones Económicas de los meses de diciembre de 2023 y enero de 2024, serán canceladas a los CINCO (5) días hábiles de la fecha de los acuerdos individuales mediante la entrega de títulos públicos “BONOS DE LA REPÚBLICA ARGENTINA EN DÓLARES ESTADOUNIDENSES STEP UP 2038” (BONO USD 2038 L.A.), conforme la instrucción y metodología que, a tal efecto, dispondrá esta SECRETARIA DE ENERGIA”.

El cálculo de los montos nominales a entregar de cada bono se realizará al tipo de cambio de referencia (Com. A3500) a la cotización vigente al cierre del día de la fecha de la aceptación formal por parte de los Agentes Generadores del MEM.

b. Las liquidaciones de los Acreedores del MEM por la Transacción Económica del mes de febrero de 2024 serán canceladas con los fondos disponibles en las cuentas bancarias habilitadas en CAMMESA a efectos de las cobranzas y con aquellos disponibles por las transferencias realizadas por el Estado Nacional al Fondo Unificado con destino al Fondo de Estabilización”.

El artículo 4 de la R-58 “instruye a CAMMESA a elaborar y determinar con cada uno de los Deudores del MEM, en un plazo de 2 días hábiles de la entrada en vigencia de la presente, los importes correspondientes a cada uno de ellos correspondientes a las facturas por la venta de energía eléctrica, con vencimiento en los meses de febrero, marzo y abril de 2024 respectivamente.

“Las Facturas de los Deudores del MEM con vencimiento en febrero y marzo 2024 serán canceladas en su totalidad mediante los planes de pago que CAMMESA acuerde con cada agente deudor los que deberán sujetarse a las siguientes condiciones: tasa de mercado banco nación; y plazo de 48 meses”, señala la R-58.

En forma simultánea a la R-58, Energía publicó la R-66/2024 por la cual se amplió a 5 días hábiles el plazo para determinar los montos adeudados a cada empresa. También se amplió a 10 días hábiles el plazo de cancelación de las liquidaciones correspondientes.

Al respecto, desde la AGEERA se cursó una nota al Ministro Caputo, con copia al Secretario de Energía Rodriguez Chirillo y al Gerente General de CAMMESA, Jorge Garavaglia, a través de la cual informaron al gobierno que “nuestros asociados nos han manifestado su rechazo a la modalidad de pago dispuesta en la Resolución (58/2024) por cuanto:

(i) resulta en una afectación de los derechos contractuales de los Agentes Generadores y una violación a su derecho de propiedad privada;
(ii) impacta en los compromisos financieros asumidos por algunos Generadores con quienes otorgaron financiamiento para desarrollar las inversiones en sus respectivas centrales;
(iii) implica una quita adicional en la remuneración de los generadores que venden su energía al Spot en pesos, la cual ya se ha visto desvalorizada fuertemente por la elevada inflación de los últimos meses;
(iv) afecta en forma directa los programas de operación, mantenimiento e inversión en generación incrementando innecesariamente el riesgo del sistema eléctrico, en particular a las centrales que venden su energía al Spot, en pesos y a precios desactualizados;
(v) resulta una alteración a contratos adjudicados en procesos licitatorios públicos lo que genera un precedente que desalentará nuevas inversiones, como ya sucedió en el pasado;
(vi) compromete la responsabilidad de CAMMESA y del Estado Nacional (Secretaría de Energía), en tanto la misma afectaría derechos adquiridos de los Agentes Generadores los cuales forman parte de su propiedad;
(vii) afecta la seguridad jurídica en general, y de manera particular en el MEM, lo cual resulta de extrema gravedad ya que sería la primera oportunidad desde la creación del MEM, en la que la Administración Pública modifica unilateralmente contratos de abastecimiento.

La nota firmada por el presidente de la asociación empresaria, Gabriel Baldassarre, señala “Respecto de este último punto, es relevante recordar que los PPAs son contratos que se gestaron como un compromiso de CAMMESA en el marco de regímenes de promoción de inversiones en un sector en el cual, a pesar de existir la necesidad de nueva generación, no estaban dadas las condiciones para la inversión privada producto de una señal de precio fuertemente distorsionada por los subsidios”.

“En este sentido queremos destacar que una modificación unilateral, tanto en los contratos como en los demás derechos adquiridos, repercutiría fuertemente en el mercado eléctrico y las señales para inversión futura, así como en la credibilidad financiera de las empresas, del mercado y del país. De esta manera, un problema financiero del mercado energético se convertiría en un incumplimiento del Estado Nacional, fuerte signo de falta de seguridad jurídica”, se advirtió.

Y la nota añade que “Asimismo, alertamos a usted respecto a la situación crítica que están pasando los Agentes Generadores a quienes CAMMESA, sin mediar razón alguna y en una clara violación de “Los Procedimientos”, debe la totalidad de las ventas de los meses de diciembre de 2023, enero y febrero de 2024, encontrándose próxima a vencer la transacción de marzo del corriente año”.

“Adicionalmente, resulta de suma gravedad el hecho de que CAMMESA, contando con fondos disponibles provenientes de cobranzas de la demanda y de aporte del Tesoro Nacional no efectuó los pagos correspondientes, lo que representa un grave incumplimiento:

(i) de sus deberes bajo la regulación aplicable (artículo 5.6. de Los Procedimientos de CAMMESA); (ii) a lo instruido por la Secretaría de Energía de la Nación N° NO-2024-41388222-APN-SE/MEC de fecha 23/04/24 y; (iii) a lo remarcado por el Directorio de CAMMESA con fecha 18/04/24, dado que no necesita CAMMESA instrucciones para cumplir con la normativa aplicable”.

Desde AGEERA se puntualizó además al ministro Caputo que “Si bien se rechaza la Resolución en su totalidad, el hecho de sujetar el pago de febrero (CAMMESA posee fondos disponibles desde mediados de abril) a la firma de un acuerdo en el cual se acepte el pago en bonos para los montos correspondientes a diciembre y enero (con la quita que ello implica), resulta especialmente inaceptable”.

“Ante el escenario de incumplimiento de los pagos descripto, muchos de nuestros asociados han debido reprogramar mantenimientos, diferir la cancelación de costos operativos corrientes, aplazar el tratamiento de paritarias sindicales, siendo objeto de medidas de fuerza y hasta se han visto forzados a poner en riesgo el pago de salarios, encontrándose en muchos casos al límite de sus capacidades financieras”, se describió.

“Esta situación afecta el desarrollo normal de nuestra actividad y compromete críticamente la continuidad operativa del Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”, advirtió AGEERA.

En este estado de cosas habrá que ver si Economía ratifica o rectifica su propuesta de pago, y en tal caso que hará cada una de las empresas comprendidas por este conflicto.

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Con una durísima carta a Rodríguez Chirillo, generadores rechazaron el cobro de la deuda de Cammesa con una quita del 50%

Las compañías agrupadas en la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica (Ageera), que representan al 91% de la capacidad instalada eléctrica del país y entre las que sobresalen Pampa Energía, Central Puerto, AES, MSU y Albanesi, emitieron un duro comunicado rechazando la propuesta de la Secretaría de Energía, a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo, para reestructurar la deuda de US$ 1.200 millones mediante un bono en dólares que, en los hechos, implica una quita del 50% por la venta de energía eléctrica y gas natural.

De este modo, se abre un grave conflicto en un sector clave de la economía que podría tener consecuencias operativas en el funcionamiento del sistema eléctrico, según advirtieron en el sector. La oferta del gobierno “afecta los derechos contractuales de los agentes generadores” e implica “una violación a su derecho de propiedad privada”, afirma el comunicado de Ageera.

El gobierno publicó este miércoles la resolución 58/2024 en el Boletín Oficial que le da un ultimátum de cinco días hábiles (la medida original les daba dos días hábiles, pero fue modificada mediante la resolución 66/2024, también publicada este mismo miércoles) para que las generadoras y petroleras acepten la propuesta. Tal como había anticipado EconoJournal, el Ejecutivo propuso saldar la deuda mediante un bono en dólares con vencimiento en 2038 y que hoy cotiza un 50% debajo de la par. Los saldos adeudados tienen que ver con la decisión del titular del Palacio de Hacienda, Luis Caputo, de no cubrir los costos del sector eléctrico entre diciembre de 2023 y enero de este año.

Ageera señala que la propuesta del Poder Ejecutivo “impacta en los compromisos financieros asumidos por algunos generadores con quienes otorgaron financiamiento para desarrollar las inversiones en sus respectivas centrales”. A su vez, la asociación remarcó que “implica una quita adicional en la remuneración de los generadores que venden su energía al spot en pesos, la cual ya se ha visto desvalorizada fuertemente por la elevada inflación de los últimos meses”.

También aseguraron que la reestructuración que propuso el gobierno “afecta en forma directa los programas de operación, mantenimiento e inversión” y que “resulta una alteración a contratos adjudicados en procesos licitatorios públicos lo que genera un precedente que desalentará nuevas inversiones, como ya sucedió en el pasado”.

Seguridad jurídica

Ageera subrayó que la resolución 58/2024 impulsada por el Ministerio de Economía «compromete la responsabilidad de CAMMESA y del Estado Nacional (Secretaría de Energía), en tanto la misma afectaría derechos adquiridos de los Agentes Generadores los cuales forman parte de su propiedad». A su vez, la entidad aseguró que la decisión oficial “afecta la seguridad jurídica en general, y de manera particular en el Mercado Eléctrico Mayorista, lo cual resulta de extrema gravedad ya que sería la primera oportunidad desde la creación del MEM, en la que la administración pública modifica unilateralmente contratos de abastecimiento”.

“Es relevante recordar que los PPAs (Power Purchase Agreement, por sus siglas en inglés) son contratos que se gestaron como un compromiso de Cammesa en el marco de regímenes de promoción de inversiones en un sector en el cual, a pesar de existir la necesidad de nueva generación, no estaban dadas las condiciones para la inversión privada producto de una señal de precio fuertemente distorsionada por los subsidios”, aseguró Ageera.

La modificación unilateral de los contratos y los derechos adquiridos “repercutiría fuertemente en el mercado eléctrico y las señales para inversión futura, así como en la credibilidad financiera de las empresas, del mercado y del país. De esta manera, un problema financiero del mercado energético se convertiría en un incumplimiento del Estado Nacional, fuerte signo de falta de seguridad jurídica”.

Además, Ageera sostiene que “el hecho de sujetar el pago de febrero, para el cual Cammesa posee fondos disponibles desde mediados de abril, a la firma de un acuerdo en el cual se acepte el pago en bonos para los montos correspondientes a diciembre y enero (con la quita que ello implica), resulta especialmente inaceptable”.

Por último, remarcan que “ante el escenario de incumplimiento de los pagos descripto, muchos de nuestros asociados han debido reprogramar mantenimientos, diferir la cancelación de costos operativos corrientes, aplazar el tratamiento de paritarias sindicales, siendo objeto de medidas de fuerza y hasta se han visto forzados a poner en riesgo el pago de salarios, encontrándose en muchos casos al límite de sus capacidades financieras. Esta situación afecta el desarrollo normal de nuestra actividad y compromete críticamente la continuidad operativa del Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”.

, Roberto Bellato

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Petroleras se diferencian de las eléctricas y empiezan a aceptar la propuesta de Economía para la cancelar la deuda de Cammesa

Fuentes oficiales informaron este miércoles que algunas empresas productoras de gas que aún no cobraron la factura de Cammesa correspondiente a la provisión del hidrocarburo para generar electricidad en los primeros tres meses del año empezaron a aceptar los términos y las condiciones que estableció el gobierno a través de la resolución 58/2024 de la Secretaría de Energía, adelantada por EconoJournal.

Concretamente, allegados al ministerio de Economía indicaron que Pluspetrol, la tercera productora de hidrocarburos del país, será la primera productora en firmar el acuerdo con Cammesa para cancelar con un bono AE38 la deuda acumulada con la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). YPF y PAE, las dos mayores productoras del país, ya habían dado el aval formal hace quince días al ministro Luis Caputo en una reunión realizada en el Palacio de Hacienda. Se estima que en los próximos días avanzarán en esa dirección.

Algunas petroleras tomaron distancia, de esta manera, de la posición de las generadoras, que a través de una nota de Ageera -la asociación que nuclea a las principales empresas de ese mercado— rechazaron en duros términos el contenido de la resolución oficial.

Sin embargo, otros productores, en especial los que tienen su casa matriz en el exterior, aún evalúan qué respuesta darle al ejecutivo. Una de esas empresas adelantó a este medio que no convalidará la propuesta elevada por el gobierno por considerar que es un cambio violento de las reglas del juego vigente.

La Secretaría de Energía estableció a través de la resolución 58/2024 los criterios que pretende aplicar el Poder Ejecutivo para reestructurar una deuda equivalente a US$ 1200 millones que se acumuló con empresas generadoras de energía y productoras de gas por la decisión del Estado de no cubrir los costos del sector eléctrico entre diciembre de 2023 y enero de este año.

La resolución estipula que las acreencias en favor de los privados se saldarán mediante una emisión del bono en dólares AE38, que hoy cotiza un 50% bajo de la par. La propuesta recibió este miércoles un fuerte rechazo por parte de las generadoras eléctricas a través de un comunicado de la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA).

En contraste, las principales productoras de gas firmarán el acuerdo con Cammesa. Resta saber cómo se cancelará la deuda en la que incurrió el Estado por los pagos del Plan Gas, aunque se estima que será de la misma manera.

, Nicolás Deza

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Paraguay impulsa la construcción de un gasoducto de 1.500 millones de dólares con la Argentina y Brasil

El plan apunta a competir con un proyecto rival boliviano para reutilizar los gasoductos existentes y transportar gas argentino a Brasil. Paraguay está avanzando en conversaciones con empresas de energía y funcionarios gubernamentales de alto rango de la Argentina y Brasil sobre un potencial gasoducto de 1.500 millones de dólares para conectar los tres países, dijeron a la agencia Reuters funcionarios. El plan elaborado por Paraguay apunta a competir con un proyecto rival boliviano para reutilizar los gasoductos existentes y transportar gas argentino a Brasil. Si alguno se concreta, marcaría un cambio potencial importante en los flujos de energía regionales. […]

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YPF Luz suma una central térmica dedicada a la generación de energía en base a gas de exploración

La Central Térmica Bajo del Toro, ubicada en Neuquén, tiene una capacidad instalada de 8 MW. La energía generada a partir de gas de flare se utiliza para minado de crypto in-situ, a cargo de GDA, empresa líder en el sector. YPF Luz anuncia la puesta en operación de la Central Térmica Bajo del Toro, un innovador proyecto que permite aprovechar el gas de las actividades de exploración de YPF, para abastecer con energía las instalaciones mineras de bitcoin de Genesis Digital Assets Limited (GDA), empresa líder que opera 20 centros de datos en todo el mundo. La UTE Bajo […]

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La empresa estatal Energía Argentina firmó un acuerdo con Petrobras para abastecer de gas al noroeste argentino

Las empresas Energía Argentina (Enarsa) y Petrobras suscribieron un memorándum de entendimiento por un plazo de tres años, cuyo objetivo principal es abastecer de gas a la región del noroeste del país. El acuerdo se firmó en Río de Janeiro, en Brasil, entre directivos de ambas compañías. Enarsa destacó, a través de un comunicado, que esa herramienta le permitirá solucionar el abastecimiento de gas del NOA, mientras se finalizan las obras recientemente licitadas de reversión del Gasoducto Norte. También, posibilitará el intercambio de información, identificación y estudio de viabilidad de alternativas, acciones y mecanismos de mediano y largo plazo para […]

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Agrale Argentina, primer fabricante nacional de vehículos propulsados a GNC

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), mediante la Resolución 2024-150, otorgó a Agrale Argentina S.A. la matrícula que la habilita como fabricante de vehículos propulsados a Gas Natural Comprimido (GNC). Esta designación, bajo el código FVPGN001, convierte a Agrale en el primer fabricante de este tipo de vehículos en el país. A lo largo de su trayectoria, Agrale Argentina ha sido pionera en la producción local de vehículos pesados, específicamente autobuses, utilizando Gas Natural como combustible exclusivo. Los autobuses Agrale a GNC están equipados con tecnología de punta, incluyendo motores que cumplen con la norma Euro VI y cilindros […]

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Dos ingenieros nucleares al frente de la Comisión Nacional de Energía Atómica

El doctor en ingeniería nuclear Germán Guido Lavalle asumió como presidente del organismo y el ingeniero nuclear Luis Rovere será su vicepresidente. Mediante el Decreto 380/2024, el doctor en Ingeniería Nuclear Germán Guido Lavalle fue designado presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, en reemplazo de la doctora en Física Adriana Cristina Serquis. Junto con Luis Rovere en el cargo de vicepresidente, liderarán la nueva etapa del organismo. “Es un honor haber sido designado en una institución de tanta trayectoria y relevancia en la vida nacional como la CNEA”, dijo Guido Lavalle. El nuevo presidente anticipó que su gestión […]

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Alerta en Santa Cruz: crece la preocupación por una mancha de hidrocarburos de 19 km de largo cerca del Perito Moreno

Guardaparques y guías constataron la anomalía en el lago Argentino; presumen que proviene de las embarcaciones turísticas que navegan la zona. Diversos ambientalistas y guías de montaña que viven en El Calafate y El Chaltén comenzaron a alertar en las últimas semanas sobre un posible derrame de hidrocarburos en el Brazo Rico del lago Argentino, en cercanías del glaciar Perito Moreno. Según las imágenes satelitales, la mancha tiene unos 19 kilómetros de largo y se observa al menos desde el 11 de abril pasado. La estela negra en el lago fue primero detectada por guardaparques del Parque Nacional Los Glaciares […]

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La OPEP resuelve planes de compensación para miembros sobreproductores

La OPEP convocó ayer un taller para abordar los problemas de sobreproducción de petróleo y diseñar planes de compensación integrales para compensar los excedentes anteriores, según un comunicado de prensa oficial de la OPEP. La presión para que se cumpla con los recortes de producción se produce cuando el precio del crudo Brent ha bajado aproximadamente 6 dólares por barril en los últimos 30 días. El taller reunió a expertos técnicos de Irak y Kazajstán, junto con profesionales de la industria de fuentes secundarias, y fue impulsado por los mandatos recientes descritos en la 35ª Reunión Ministerial de la OPEP […]

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Puna Mining desembarca en Salta con una inversión en litio de US$ 250 millones

Es el cuarto desarrollo de la provincia. En un año y medio, estará lista una nueva planta que permitirá comercializar el mineral. Salta suma otro proyecto de litio de la mano de un argentino con amplia experiencia en el sector. La provincia habilitó a la empresa nacional Puna Mining a comercializar el mineral que empezó a producir, a modo de prueba, en Salar del Rincón, departamento de Los Andes. Luego de que la Secretaría de Minería y Energía local emitiera la Declaración de Impacto Ambiental para la fase 3, la compañía se prepara para avanzar con una inversión de US […]

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Gobierno trabaja en un programa para acceder a la garrafa a un costo más bajo

El programa Garrafa Solidaria reemplazará al de la garrafa subsidiada que se llevaba a cabo desde años atrás, en los meses de bajas temperaturas. El anuncio se hará en las próximas semanas. Los meses con las temperaturas más bajas ya llegaron y esto provoca una mayor demanda en la compra de garrafas por parte de las personas que no cuentan con gas natural en sus viviendas. Desde hace unos años atrás, el Gobierno de San Juan implementó operativos departamentales para poder llegar con una garrafa subsidiada a los hogares más humildes. Este programa estaba en duda tras el cambio de […]

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Los Petroleros Privados adhieren al paro convocado por la CGT

El sindicato se sumará a la convocatoria. Plantea el rechazo a la restitución de Ganancias. El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa adherirá el jueves al paro convocado por la CGT, en franco rechazo a la política salarial y laboral del gobierno nacional. Se trata de la principal organización gremial en los bloques de Vaca Muerta. Tal como lo viene informando Mejor Energía, buena parte del posicionamiento de la organización gremial se fundamenta en la restitución del Impuesto a las Ganancias, que implicará la afectación salarial de miles de trabajadores en la principal […]

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¿Pueden las inundaciones del sur del Brasil afectar el suministro energético de la Argentina?

Las históricas inundaciones en el estado de Rio Grande do Sul en Brasil están siendo monitoreadas de cerca por Cammesa, la compañía que administra el despacho eléctrico en la red argentina. La infraestructura eléctrica se encuentra en una condición crítica, con decenas de líneas de transmisión fuera de servicio. La situación en el sur brasileño podría arrastrar algunos inconvenientes para la gestión del Sistema Argentino de Interconexión Eléctrica (SADI), explicaron desde Cammesa ante una consulta de EconoJournal.

La situación en Rio Grande do Sul es crítica, con más de 90 víctimas y más de cien desaparecidos contabilizados hasta el momento. A la tragedia humana se suman los daños materiales, con miles de desplazados por el agua en varios municipios, inclusive en la capital del estado, Porto Alegre. El congreso aprobó el martes un decreto ley del presidente Lula da Silva para declarar el estado de calamidad en todo el estado. El gobierno federal dependía de esa aprobación para liberar fondos a Rio Grande.

Mientras tanto, el impacto de las inundaciones sobre la infraestructura eléctrica se hizo sentir con fuerza. El último reporte del Operador Nacional del Sistema Eléctrico del Brasil (ONS), publicado el lunes, indica que 30 líneas de transmisión, cinco generadoras hidroeléctricas y 8 transformadores están fuera de operación. El gobierno estatal informó que aproximadamente 430.000 consumidores continúan sin electricidad.

La rapidez con la que se restablezcan los servicios depende de que se liberen los bloqueos en las carreteras, muchas de las cuales fueron destruidas por la inundación. Hay contabilizados bloqueos parciales y totales en al menos 102 tramos de 58 carreteras. También se reportaron seis represas en riesgo, con la central hidroeléctrica UHE 14 de Julio (100 MW de potencia) declarada en emergencia luego del colapso parcial de su presa.

El ONS esta monitoreando la situación y coordinando acciones junto a los generadores y otros agentes del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para evaluar los daños y cuánto tiempo tomará reponer el suministro. En particular, «el ONS está atento a la coordinación de la operación hidráulica de las cuencas de la Región Sur, en un escenario de reducción de caudales que se observará en los próximos días«. El Ministerio de Minas y Energía decidió importar hasta 390 MW desde Uruguay para reforzar el suministro.

Impacto en la Argentina

La crisis en el sur de Brasil no tiene de momento impacto alguno sobre la operación del SADI. No obstante, la gestión podría registrar algunos inconvenientes si en Brasil se retrasan los trabajos de restablecimiento de la infraestructura eléctrica.

«Por razones de seguridad de la red en Brasil en estos días la importacion no esta disponible. En mayo el efecto no es muy relevante en términos operativos ni en costos. Si esta restricción circunstancial se mantuviera en junio-julio podría implicar mayores costos para el MEM y menores niveles de reserva disponibles«, señalaron desde Cammesa ante una consulta de este medio.

La red cuenta en este momento con mayores aportes desde las represas hidroeléctricas en Yacyretá y Salto Grande. «Las áreas operativas están siguiendo el tema», añadieron desde la empresa.

ATENÇÃO – ALERTA | Novo episódio de chuva volumosa a excessiva atingirá o Rio Grande do Sul e prolongará enchentes. Não será chuva tão extrema como dias atrás, mas provocará problemas e trará riscos.

Leia o alerta: https://t.co/9OF6VyOvkp pic.twitter.com/pkiAEIL881

— MetSul Meteorologia (@metsul) May 7, 2024

En las últimas horas se registró un desplazamiento de las lluvias hacia el sur de Rio Grande do Sul, especialmente hacia la frontera con el Uruguay. En la Argentina la crecida del Río Uruguay está impactando particularmente en ciudades costeras en las provincias de Corrientes y Entre Ríos. Algunos modelos meteorológicos también advierten de nuevas lluvias copiosas en los próximos días en el centro y nordeste del estado, por lo que el escenario inmediato luce complejo para las tareas de restablecimiento del servicio.

, Nicolás Deza

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Gobierno de Argentina propone un bono en dólares para paliar la deuda con generadoras

El Ministerio de Economía de la Nación lanzó la Resolución 58/24 para paliar la deuda que tiene con las generadoras de electricidad y petroleras, producto de reducir al mínimo las transferencias a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y no abonar las bonificaciones del Plan Gas, respectivamente. 

El gobierno prevé fijar un plazo de cinco días para que generadoras y petroleras acepten cobrar la deuda  acumulada entre diciembre 2023, enero y febrero 2024, que oscila $1.074.258.000.000 (alrededor de USD 1250 millones). Esto significa que las empresas generadoras de electricidad y petroleras tendrán únicamente cinco días para prestar conformidad (si así lo consideran) y documentar el monto impago correspondiente.

Para ello se emitirá un bono en dólares Step-UP 2038 (más conocido como AE38) que vence dentro de 14 años, posee una tasa fija del 4,25% anual y cotiza al 50% de paridad. Y el monto a emitir será de aproximadamente $600.000.000 a lo largo de la próxima semana.

En otras palabras, aquellas entidades que acepten tales condiciones tendrán una quita cercana al 50% del capital pendiente; sumado a que el documento gubernamental no detalla si habrá un pago por intereses por la mora dada. 

La Resolución 58/24 (y su respectiva modificatoria Res 66/24 publicada el mismo día) llega casi dos semanas después de la reunión en la que participaron de la reunión el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo; los asesores del Ministerio de Economía Diego Adúriz, Martín Vauthier y Nicole Daltroy; y representantes de CAMMESA, YPF, Tecpetrol, Pluspetrol, Total Energies, CGC, Pan Energy, Pampa Energía, AES Corporation, Central Puerto y Grupo Capsa, entre otros.

El régimen será de carácter “excepcional, transitorio y único” para el saldo de las transacciones económicas del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de los meses previamente mencionados, en pos de restablecer la cadena de pago y preservar el abastecimiento del servicio público de electricidad

“En el caso, que se produjeran divergencias respecto de los montos que le corresponde a los Acreedores del MEM por las Transacciones Económicas de los meses de diciembre 2023, enero 2024 y febrero 2024, las diferencias podrán someterse a los procedimientos de solución de controversias previstos en las normas regulatorias y/o contractuales que estuvieran alcanzados por las transacciones mencionadas”, aclara la resolución que lleva la firma de Eduardo Rodríguez Chirillo.

Las liquidaciones serán canceladas en cuestión de diez días hábiles mediante la entrega de títulos públicos AE38 y el cálculo de los montos nominales a entregar de cada bono se realizará al tipo de cambio de referencia (Com. A3500) a la cotización vigente al cierre del día de la fecha de la aceptación formal por parte de los agentes generadores del MEM.

“Las liquidaciones de los acreedores del MEM del mes de febrero de 2024 serían canceladas con fondos disponibles en las cuentas bancarias habilitadas en CAMMESA a efectos de las cobranzas y con aquellos disponibles por las transferencias realizadas por el Estado Nacional al Fondo Unificado con destino al Fondo de Estabilización”, agrega la Res 58 de la Secretaría de Energía de la Nación. 

Además, la normativa del Poder Ejecutivo habilita la apertura de un nuevo plan de pagos en 48 cuotas para las distribuidoras eléctricas para los pagos a CAMMESA de febrero y marzo 2024. Mientras que la deuda de abril deberá ser saldada en 100% de la transacción en hasta 30 días corridos.

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Ministerio de Energía de Chile definió nuevos polos de desarrollo con potencial renovable de hasta 19945 MW

El Ministerio de Energía de Chile publicó los resultados finales de los Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica (PDGE) en las provincias de Antofagasta y Tocopilla, que tienen como objetivo orientar el uso del territorio para la generación renovable, con incidencia en la planificación de la transmisión eléctrica y con la referencia del rango de la proyección de la expansión energética hacia el 2050.

Su dimensionamiento responde a la capacidad de un único sistema de transmisión y a la agrupación de áreas con potencial de energía renovable, continuas o discontinuas, pero próximas entre sí. 

En total son cinco polígonos (tres en Antofagasta y dos en Tocopilla) que suman un total de 112440 hectáreas de superficie y un potencial priorizado por la Planificación Energética de Largo Plazo (PELP) de 10445 MW de capacidad a instalar. 

Aunque los documentos publicados en la web oficial del Ministerio de Energía de Chile también destacan que las regiones pueden lograr un potencial total que varía desde 8843 MW hasta 19945 MW de capacidad, dependiendo la tecnología a implementar. 

Y para todos ellos, Evaluación Ambiental Estratégica (EAE) recomendó impulsar licitaciones de terrenos fiscales para almacenamiento de manera de minimizar la variabilidad en la disponibilidad de las energías renovables.

¿Cómo se distribuyen los Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica?

Para la provincia de Antofagasta, el gobierno definió tres polígonos de 96.682 hectáreas en conjunto y que podrían abarcar de 6616 MW a 16671 MW de potencia renovable (8.218 MW serían los prioritarios por la PELP). 

El polígono N°1 abarca 18965 hectáreas, se emplaza en la comuna de Sierra Gorda, a 22 kilómetros del poblado de Baquedano y la Infraestructura eléctrica más cercana se encuentra a 5 km aproximadamente, correspondiente a LT 220 kV “El Cobre – Esperanza”, propiedad de Minera Esperanza.

Dicha área oscilaría entre 2046 MW de capacidad de concentración solar de potencia (CSP) o 4171 MW fotovoltaicos; aunque se aclara que existen múltiples intereses de uso alternativo, principalmente mineros, en las zonas con potencial energético. 

El segundo polígono se ubica en la comuna de Taltal, a aproximadamente 95 kilómetros de la ciudad homónima, y la infraestructura eléctrica más cercana es la S/E Guanaco y LT 66 kV correspondiente, a 4 km. 

En dicho terreno de 52190 hectáreas podría desarrollarse entre 2289 MW de potencia eólica o alrededor de 8395 MW solares fotovoltaicos, de acuerdo a la información provista por el Ministerio de Energía. 

Mientras que el polígono N°3 cuenta con 25527 hectáreas en los que la concentración solar de potencia (2.281 MW) o la generación fotovoltaica (4105 MW) serían las tecnologías para convertirlo en un Polo de Desarrollo de Generación Eléctrica.

El mismo se emplaza en la comuna de Taltal, a 105 kilómetros de la ciudad homónima; en tanto que la Infraestructura eléctrica más cercana se encuentra a 2 km en dirección suroeste y es la línea de transmisión 500 kV “ Los Changos – Cumbre”, propiedad de Transmisora Eléctrica del Norte.

Por el lado de la provincia de Tocopilla, el gobierno estableció dos zonas de 15758 ha  con un potencial de 2227 MW a 3.274 MW de capacidad renovable, siendo el primer dato mencionado el priorizado por la Planificación Energética de Largo Plazo.

El polígono N°1 (3.261 ha) tiene la posibilidad de desarrollar 815 MW fotovoltaicos en una zona de múltiples intereses de uso alternativo (industrial y residencial), a 10 kilómetros de la ciudad de Tocopilla y con cinco líneas de transmisión atraviesan el área seleccionada. 

La particularidad es que, para dicha región, la Evaluación Ambiental Estratégica recomendó el fortalecimiento del hidrógeno verde como actividad económica que ofrezca mayor diversificación y encadenamientos. 

En tanto que la segunda área definida (9833 ha), ubicada en la comuna de María Elena (a 50 km aprox del poblado homónimo) la proyección varía entre 1.412 MW de centrales CSP o 2.459 MW fotovoltaicos; y la línea de transmisión más cercana está a 500 metros y es la LT 500 kV Los Changos – Kimal.

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Abre la consulta publica de las DACG de almacenamiento para el sistema eléctrico mexicano

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) publicó el anteproyecto de acuerdo por el cual emitirá las Disposiciones Administrativas de Carácter General para la Integración de Sistemas de Almacenamiento de Energía al Sistema Eléctrico Nacional.

En el expediente completo que se encuentra disponible en la web de la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER), se indica que con esta propuesta se persigue una integración ordenada de Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica (SAE), permitiendo reducir los costos operativos, contrarrestar la variabilidad de centrales eléctricas y aprovechar los productos y servicios que pueden ofrecer los SAE para mejorar la eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad del SEN.

Así también lo anticipó Walter Julián Ángel Jiménez, comisionado de la CRE durante el primer evento de Future Energy Summit Mexico (FES Mexico):

“Esta regulación nos van a ayudar a meter eficiencias del sistema energético y que también podamos cumplir con un objetivo histórico, que es poder desarrollar una transición de un sistema pesado, de un sistema de grandes emisiones, recargado del 86.4% de combustibles fósiles desde el punto de vista de la matriz de energías primarias y poder transitarlo de manera mucho más rápida”, aseguró el comisionado durante FES Mexico.

¿Cómo se plantea su integración? La integración de los SAE al SEN se realizaría en alguna de las siguientes modalidades: SAE-CE, SAE-CC, SAE-AA y SAE no Asociado.

SAE-CE: Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica asociado a una Central Eléctrica. Modalidad en la cual se integra un SAE a una Central Eléctrica intermitente, existente o nueva, y que comparten el mismo Punto de Interconexión. Sus características y modos de operación deberán responder a las presentes Disposiciones con base en los criterios de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad y los planes de expansión del SEN;
SAE-CC: Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica asociado a un Centro de Carga. Modalidad en la cual el SAE se encuentra integrado a un Centro de Carga, existente o nuevo, sin incluir una Central Eléctrica y que comparten el mismo Punto de Conexión, sin que el SEN observe distinción entre ellos. El SAE podrá ser utilizado para abastecer el propio consumo, asegurando que no exista inyección de energía eléctrica a la RNT o a las RGD mediante la implementación de la infraestructura necesaria para tal fin;
SAE-GE: Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica asociado a un Generador Exento conforme a lo establecido en las Disposiciones Administrativas de Carácter general, los modelos de contrato, la metodología de cálculo de contraprestación y las especificaciones técnicas generales, aplicables a las Centrales Eléctricas de Generación Distribuida y Generación Limpia Distribuida, publicadas mediante la resolución número RES/142/2017 o el instrumento que lo sustituya en materia de Centrales Eléctricas con Capacidad Instalada Neta menor a 0.5 MW, Generación Distribuida y Generación Limpia Distribuida.
SAE-AA: Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica asociado a un esquema de Abasto Aislado. Modalidad en la que el SAE se incorpora a una Central Eléctrica intermitente cuya generación se destina al Abasto Aislado para la satisfacción de necesidades propias;
SAE no Asociado: SAE que no estará integrado a una Central Eléctrica o Centro de Carga, observándose de manera independiente su inyección y/o consumo a la RNT o a las RGD y requiere de un Permiso de Generación otorgado por la Comisión. Sus características y modos de operación deberán responder a las presentes Disposiciones con base en los criterios de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad y los planes de expansión del SEN;

Respecto a los estudios de interconexión y conexión se indica que las solicitudes deberán realizarse de acuerdo con lo establecido en el MIC y será aplicable a las modalidades SAE-CE, SAE-AA y SAE no Asociado. En tanto que, en el caso de los SAE-GE, se debe atender lo establecido en el Manual de Interconexión de Centrales de Generación con Capacidad menor a 0.5 MW y que pretendan cargarse desde la RNT o RGD.

Ofertas de Compra y Venta

El anteproyecto de acuerdo en el inciso 2.12 del Anexo, indica que las ofertas de compra y venta de energía y Productos Asociados que realice el conjunto SAE-CE y SAE no Asociado se sujetarán a lo establecido en las Reglas del Mercado y demás Disposiciones aplicables respecto a la representación de Centrales Eléctricas.

Además aclara que las ofertas de venta que realice el conjunto SAE-CE y SAE no Asociado para la Unidad de Central Eléctrica, se realizarán con base en la disponibilidad de la Central Eléctrica intermitente y la Energía Disponible del SAE, de acuerdo con el perfil de generación horario, Capacidad Instalada Neta y Potencia SAE presentados para el Estudio de Interconexión.

Por su parte, para el conjunto en la modalidad SAE-AA y SAE-CC, el Suministrador o Usuario Calificado Participante del Mercado que representa a los Centros de Carga se propone como actor responsable de realizar las ofertas de compra.

En la modalidad SAE-CE y SAE no Asociados podrán directamente ofrecer los Servicios Conexos establecidos en la regulación vigente, siempre y cuando cumplan lo requerido por las Reglas del Mercado. Y al respecto se precisa:

Los Servicios Conexos incluidos en el MEM son los siguientes:

Reservas de Regulación Secundaria.
Reservas Rodantes.
Reservas Operativas.
Reservas Suplementarias, según se define en los Manuales de Prácticas de Mercado.

Los Servicios Conexos no Incluidos en el MEM (SCnMEM) son los siguientes:

Servicio de Arranque de Emergencia;
Servicio de Operación en Isla; y
Servicio de Soporte de Tensión (potencia y reserva reactivas).

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Solis vislumbra un boom de almacenamiento en Dominicana en los próximos 5 años

República Dominicana celebra las elecciones generales por la presidencia el próximo domingo 19 de mayo y crecen las expectativas del sector renovable por conocer quién conducirá la agenda energética en los próximos años.

Los candidatos principales son el presidente Luis Abinader, quien busca la reelección y representa el «Partido Revolucionario Moderno»; el expresidente Leonel Fernández, quien lidera su propio partido «La Fuerza del Pueblo” (LFP); y Abel Martínez, quien se postula por el Partido de la Liberación Dominicana (PLD).

En este contexto, en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica en el marco de Future Energy Summit (FES), Sergio Rodríguez, gerente de Servicio y Producto para Latinoamérica de Solis, fabricante líder en inversores solares analiza la actitud que ha tomado el gobierno actual en cuanto a la política energética y augura un crecimiento prolongado de energías renovables en los próximos años.

“Año tras año, la industria solar ha ido creciendo en República Dominicana y en los últimos años se ha incentivado más el autoconsumo. El presidente actual ha tenido un discurso y una acción política muy fuerte en favor de las energías renovables, electromovilidad y almacenamiento”, explica. 

Y agrega: “Esto no ocurre en muchos países de Latinoamérica donde el discurso no suele ir de la mano del accionar político. Este posicionamiento ha dado un muy buen mensaje a todos los inversionistas extranjero y República Dominicana crece a paso acelerado”.

Según el experto, el actual gobierno se ha mostrado como un “facilitador de políticas en favor de las renovables” que está abierto a escuchar a los privados para adaptarse a cualquier reto. Por ello, de mantenerse estas señales, considera que la actividad renovable continuará incrementándose.

De esta forma, para seguir con esta ola de crecimiento, el experto hace hincapié en que las políticas públicas tienen que llevarse adelante con mucha responsabilidad y perspectiva a largo plazo.

“Al ser una isla energética que solo limita con Haití, República Dominicana  requiere un mix energético balanceado de energía solar, eólica, almacenamiento y biomasa. Para lograr ello, se necesitan más reglas claras que faciliten e incentiven a las energías renovables”, afirma . 

También propone a quien llegue al poder, retirar los subsidios a las energías convencionales que suelen ser una barrera para los proyectos limpios.

De acuerdo a Rodríguez, República Dominicana es un mercado colmado de retos por lo que desde la compañía están constantemente innovando en sus inversores para solucionar todos los problemas que pueden generarse en la red. 

Por ejemplo, señala que el curtailment es todo un desafío que puede abrir una ventana de oportunidad para incrementar el uso de baterías en la región. 

“Si bien el almacenamiento no crece al mismo ritmo que el autoconsumo, a medida que logremos reducir los costos de las baterías, República Dominicana experimentará un boom de storage en los próximos 5 años. Mientras tanto estamos buscando dar con la configuración exacta de almacenamiento que el cliente demanda”, confiesa. 

En tanto a los productos más demandados por el país caribeño, el especialista cataloga como “soluciones estrella” la gama trifásica en bajo voltaje, es decir, equipos desde los 10 a los 60 kW en 220.

No obstante, por su amplia presencia en distintos países, cuentan con una variada gama de productos que se adaptan a las necesidades de cada mercado, lo cual los posiciona como la primera opción en inversores.

Además de República Dominicana, Rodríguez destaca a México, Honduras, Panamá, Colombia, Argentina y Chile como los países más atractivos para la compañía.

Sin embargo, concluye: “Todos los países en los que tenemos presencia son de nuestro interés. Si bien hay algunos que avanzan más rápidos que otros, no desatendemos ninguno y tenemos apetito por seguir creciendo en cada uno de ellos”.

 

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UL Solutions solicitó seguridad jurídica para la financiación a largo plazo de proyectos eólicos en México

En el  megaevento de Future Energy Summit (FES) desarrollado en México, más de 500 profesionales del ámbito local e internacional debatieron sobre los principales desafíos y oportunidades que presenta el sector renovable en el país.

En efecto, durante la feria, muchos expertos coincidieron en que la industria eólica en México enfrenta retos en cuanto a seguridad jurídica y claridad regulatoria, que pueden tener un impacto significativo en la financiación a largo plazo de proyectos de energía renovable. 

Una de ellas fue Pilar Bisteni, Senior Project Manager de UL Solutions, líder en soluciones para energía renovable, quien destacó la necesidad de un marco regulatorio “sólido, estable y coherente” para garantizar la bancabilidad y la sostenibilidad en pos de atraer inversiones a este sector en crecimiento.

“Necesitamos seguridad jurídica para la financiación a largo plazo, que se puedan tener procesos regulatorios claros y firmes pero que puedan invitar a toda la industria, privada local y extranjera a participar”, indicó.

En el contexto de elecciones presidenciales en México, donde los cambios de administración pueden alterar significativamente las políticas energéticas, Bisteni aboga por una visión a largo plazo que supere el ciclo de un sexenio. 

“Independientemente de la ideología de los candidatos, las metas deben ser las mismas. Porque así es mucho más sencillo tener un escenario a largo plazo. Que vaya más allá de un sexenio, sino que sea a 50 años”, afirmó.

Para lograr estos objetivos, Bisteni asegura que es crucial la participación activa de expertos y asociaciones en grupos de trabajo para la planificación regulatoria.  Esa retroalimentación entre los distintos eslabones de la cadena de suministro resulta fundamental para la creación de una agenda energética adecuada.

Cabe destacar que UL Solutions ha estado trabajando estrechamente con el sector financiero para asegurar que los proyectos eólicos sean viables y sustentables. 

“Nuestros servicios van desde certificación de turbinas hasta curvas de potencia y estudios de producción de energías. En mi equipo de energías renovables, hacemos auditorías para proyectos que están en procesos de adquisición y de financiamiento”, señala Bisteni.

Teniendo en cuenta la vasta experiencia en el rubro, Bisteni hace predicciones sobre los costos de la energía eólica a futuro y advierte otros obstáculos que frenan el avance de esta industria.

“Aunque el LCOE (costo nivelado de energía) disminuirá por los avances tecnológicos con el correr de los años, y los costos de instalación también tenderán a bajar, el corto plazo presenta desafíos significativos”, explicó. 

Y agregó: “Si viene un boom de proyectos, no sabemos si habrá las grúas disponibles para todos. Va a haber competencia, pero no va a haber la misma economía de escala. A corto plazo, no vemos una bajada del LCOE, quizás una estabilidad. Pero sí a largo plazo”, explica.

Por ello, concluye en que la solución está en incentivar la actividad a través del trabajo articulado público y privado con una visión a largo plazo para aprovechar todas las oportunidades de las energías renovables y detonar la industria.

 

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Arctech explica los aspectos claves de sus trackers para el sector solar argentino

El mega evento FES Argentina, organizado por Future Energy Summit, reunió a más de 500 líderes y del sector de las energías renovables de la región, con el fin de visibilizar las oportunidades y explorar nuevos negocios e inversiones sostenibles en el camino de la transición energética. 

Arctech Solar, fabricante y proveedora de soluciones de sistemas de estructura fija y sistemas de seguimiento solar, fue una de las empresas que participaron del encuentro, donde analizaron las “claves para la eficiencia de la energía solar en sus distintas escalas de proyectos” y cómo se posiciona Argentina dentro de la industria renovable de Latinoamérica. 

“Consideramos a Argentina como uno de los mercados prioritarios en la región. Se ha vuelto un país atractivo pero también demandante. Así como el desarrollo del país tiene exigencias nuevas, el desarrollo de productos con los que colaboramos los paneles, inversores y nuestros clientes impulsan la innovación”, manifestó Olvia Malagon, technical sales manager North & Latin America de Arctech

Desde la firma fundada en China confiaron que ese impulso está vinculado con la fórmula para afrontar la presión que reciben los módulos y trackers solares, producto de las “altas velocidades de viento en Argentina” y que las soluciones sean confiables para el mercado.

La innovación de Arctech fue que el tracker sea un poco más rígido, pero que al mismo tiempo proteja al panel solar; y la conclusión fue cambiar la posición de seguridad, es decir cómo se protegerá el panel y la estructura cuando recibe las cargas máximas de viento.

“Por ello, en lugar de que el tracker resista las altas presiones de viento a 30° o 45°, lo cambiamos a casi paralelo al suelo, con lo cual directamente se reduce toda la carga que reciben los módulos y por defecto protegemos ambas soluciones y logramos eficiencia y durabilidad de las plantas solares”, explicó Malagon durante FES Argentina.

Por otro lado, Arctech puso el foco en la importancia de estar en constante contacto con los fabricantes de paneles e inversores para lograr la eficiencia y facilitarles los procesos a los clientes, como también en brindar una mejor atención de campo. 

“La tendencia es que donde se completa la experiencia y satisfacción del cliente no es durante el proceso de venta o el diseño técnico del producto, sino en la experiencia en sitio, en servicio cuando se instala el tracker”, apuntó la technical sales manager North & Latin America de la compañía

“Estamos implementando en Argentina un servicio para el cliente mediante equipo local, completando los procesos que involucran cuestiones logísticas, de instalación y más. Nos toca apostar por el servicio al cliente en sitio y también serán interesantes los proyectos agrovoltaicos, por lo que posiblemente se puedan encontrar algunas soluciones”, concluyó. 

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Camilo Charme Ackermann asume como nuevo director ejecutivo de Generadoras de Chile

El Directorio de Generadoras de Chile designó a Camilo Charme Ackermann como nuevo director ejecutivo de la asociación gremial, posición desde la cual liderará el trabajo directivo de la entidad que reúne a las principales empresas generadoras y de almacenamiento eléctrico del país. Charme se desempeñaba a la fecha como gerente general de la organización.

Adicionalmente, el Directorio decidió conformar un Comité Ejecutivo, conformado por tres representantes de sus asociados, que colaborará activamente en la coordinación e implementación del plan estratégico del sector. Esta instancia estará representada por Jaime Pino, presidente del Directorio, representante de Innergex; Juan Eduardo Vásquez, director en representación de Colbún; y Joan Leal, director en representación de EDF Chile.

El presidente del Directorio de Generadoras de Chile, Jaime Pino, señaló que el nuevo director ejecutivo “tendrá el desafío de posicionar la visión de Generadoras de Chile en aquellas instancias donde se produce el debate en torno a materias regulatorias y de toma de decisión, con el objetivo de promover políticas públicas para modernizar el sector y contribuir a la materialización de iniciativas que son clave para que las empresas de generación sigan aportando a la transición energética y el, desarrollo sustentable del país, para lo cual contará con todo el apoyo y orientación tanto del Directorio como del Comité Ejecutivo del mismo”.

“Agradezco la confianza del Directorio para liderar esta etapa de Generadoras de Chile desde este rol, el cual asumiré con entusiasmo y el compromiso de todo el equipo ejecutivo del gremio, con el objetivo de fortalecer el trabajo de la asociación, impulsar la agenda energética y trabajar proactivamente con actores públicos y privados con el objetivo común de facilitar todas las condiciones que requiere esta industria estratégica para seguir invirtiendo en nuevos proyectos de energías y almacenamiento que son indispensables para un proceso de transición energética segura, responsable y con mirada de largo plazo”, señaló Charme.

Camilo Charme Ackermann es abogado de la Universidad Católica de Chile, Máster en Derecho Público de la Universitat Pompeu Fabra, y Máster en Economía de Mercados Regulados de la Universitat de Barcelona. Además, cuenta con un Diplomado en Administración de Empresas (AMP-Universidad de Los Andes) y un Diplomado en Gobiernos Corporativo (Pontificia Universidad Católica de Chile).

Desde la perspectiva profesional, cuenta con amplia experiencia en el sector eléctrico, habiendo ocupado cargos ejecutivos en empresas de distribución, transmisión y generación, lo que le ha dado un profundo conocimiento en el tema de relacionamiento con autoridades y stakeholders, así como en liderazgo de equipos de trabajo.

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JinkoSolar recibió 5 sellos de «Mejor Marca de Energía Fotovoltaica» en 2024 de EUPD Research para LATAM

Recientemente, JinkoSolar ganó cinco sellos de «Mejor Marca de Energía Fotovoltaica» en países clave de América Latina, incluyendo Brasil, Colombia, México, Chile y en toda la región de LATAM.

Esto es un testimonio del arduo trabajo de nuestro equipo y su dedicación incansable para liderar la innovación en la industria solar y contribuir a un futuro más sostenible.

Los prestigiosos sellos fueron otorgados por el renombrado EUPD Research, uno de los principales institutos de investigación y aplicación en el campo de la energía fotovoltaica y el almacenamiento de energía.

Con su investigación de mercado impulsada por datos y su servicio de consultoría, EUPD Research ha sido fundamental en el desarrollo de soluciones innovadoras e integradas para empresas impulsadas por la sostenibilidad.

Para JinkoSolar, estos sellos representan más que solo reconocimiento; son una validación de nuestro compromiso de proporcionar productos de alta calidad y soluciones confiables que impulsen la adopción de la energía solar en toda la región de LATAM y más allá.

Como líderes de la industria, buscamos constantemente superar las expectativas y dar el ejemplo, impulsando la innovación y promoviendo la sostenibilidad en cada etapa.

Nuestro equipo está dedicado a enfrentar los desafíos de hoy y dar forma al futuro de la energía solar con pasión y determinación.

Con tecnología de vanguardia, procesos mejorados y un compromiso inquebrantable con la excelencia, continuaremos elevando el estándar de la industria e inspirando cambios positivos en todo el mundo.

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Ultimátum de Economía a generadoras y petroleras para que reestructuren una deuda de US$ 1200 con una quita del 50%

El gobierno publicará este miércoles en el Boletín Oficial la resolución 58 de la Secretaría de Energía, que establecerá de manera formal los criterios que pretende aplicar el Ejecutivo para reestructurar una deuda de US$ 1200 millones que se acumuló con empresas generadoras de energía y productoras de gas por la decisión del Estado de no cubrir los costos del sector eléctrico entre diciembre de 2023 y enero y febrero de este año.

EconoJournal accedió en exclusiva a la normativa —lleva la firma de Eduardo Rodríguez Chirillo, titular de la cartera energética— que, en términos simplificados, estipula que las acreencias en favor de los privados se saldarán mediante una emisión del bono en dólares AE38, que hoy cotiza un 50% bajo de la par, tal como había este medio en su edición del 26 de abril. Eso quiere decir que, en la práctica, las compañías que avalen las condiciones que fijó el gobierno tendrán que estar dispuestas a aceptar una quita que, cuando se incluyen conceptos adicionales que están en juego, arroja un recorte neto de más de la mitad del capital que está en discusión, según señalaron a este medio fuentes privadas al tanto de la negociación.

Caputo se reunión hace dos semanas con los principales referentes de empresas generadoras y productores de gas.

La deuda del Estado con los máximos jugadores del sector energético —Pampa, Central Puerto, AES, MSU y Albanesi, entre las generadoras, e YPF, PAE, TotalEnergies, Wintershall Dea, CGC, Tecpetrol y la propia Pampa, entre los productores de gas— su acumuló como consecuencia de la posición que tomó el ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, desde que asumió el cargo el 10 de diciembre pasado. El titular de Hacienda defaulteó desde esa fecha el pago de los compromisos del Estado con Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que pese a tener una estructura mixta es controlada por la Secretaría de Energía. Por dejar impaga las transacciones económicas de Cammesa de diciembre y enero —que se deberían haber cancelado en febrero y marzo de este año—, se generó un pasivo en favor de los privados de US$ 800 millones, que luego trepó hasta unos US$ 1200 millones cuando Caputo dejó sin pagar la transacción de febrero que venció el 30 de abril.

Ultimátum

La resolución se publicará mañana en el Boletín Oficial da un plazo de apenas dos días para que los privados presten presten conformidad y documenten el monto de la deuda contraída por Cammesa. La resolución no contempla, a priori, el pago de intereses punitorios por la mora en que incurrió el gobierno en cancelar sus obligaciones.

“Instruyese a Cammesa a elaborar y determinar con cada uno de los acreedores del MEM en un plazo de dos días hábiles de la entrada en vigencia de la presente, los importes correspondientes a cada uno de ellos correspondientes a las transacciones económicas de los meses de diciembre 2023, enero 2024 y febrero 2024, con vencimiento en los meses de febrero, marzo y abril de 2024 respectivamente”, establece el artículo 2 de la resolución 58.

«La redacción del texto es fulminante, no nos deja margen de acción», indicó un ejecutivo de una empresa generadora. Entre las fuentes privadas consultadas por EconoJournal existe especial preocupación la redacción capciosa y poco clara del artículo 3, que da a entender que la firma de un acuerdo de conformidad con el gobierno es condición necesaria para que Cammesa abone la transacción de febrero que debería haber pagado la semana pasada.

Es una especie de extorsión. Es una intimación velada a que firmemos a fin de cobrar la plata que nos corresponde que está depositada en las cuentas bancarias de Cammesa”, explicó otro alto ejecutivo del sector que pidió por la reserva de nombre.

Cabe aclarar que la mayor parte de los fondos que recauda Cammesa provienen de lo que abonan las distribuidoras eléctricas por la energía que toman del mercado mayorista. Cammesa funciona como un intermediaria que realiza un ‘pasamanos’ para que el dinero que las distribuidoras le cobran a los usuarios residenciales, comerciales e industriales le llegue a las generadoras, que son las que producen la energía. Por eso, la mayoría de las empresas generadoras considera que lo que está haciendo el gobierno desde la semana pasada es incautar fondos que no son propios. De hecho, algunas compañías reclamaran por nota a la Secretaría de Energía bajo la advertencia de que se reservan el derecho legales para iniciar acciones en el fuero penal contra los directores de Cammesa que no liberen los fondos retenidos en sus cuentas.

¿Qué harán los privados?

De un relevamiento realizado por este medio entre empresas generadoras y productoras se desprende que no hay una respuesta común entre los privados frente al planteo formal del gobierno. Durante este martes, la mayoría de las empresas y cámaras del sector evaluaron en el plano legal el alcance de la propuesta del gobierno.

Si bien YPF y Pan American Energy (PAE), las dos principales petroleras del país, adelantaron en una reunión realizada el miércoles 24 de abril en el Palacio de Hacienda que acompañarán la reestructuración oficial, otras generadoras y productores señalaron que no aceptarán los términos de la reestructuración propuestos por el Ejecutivo.

«Es preferible seguir discutiendo administrativa o judicialmente la situación que marcar un antecedente tan complejo como este. Está decidido en un 99,9% que rechazaremos esta resolución, que implica una ruptura de los contratos de Cammesa. El gran interrogante es si vamos a cobrar la transacción de febrero y cómo seguiremos hacia adelante», señaló el gerente general de una empresa afectada por la decisión del gobierno.

, Nicolas Gandini

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YPF Luz: CT Bajo del Toro abastecerá a GDA para el minado de cryptomoneda

YPF Luz anunció la puesta en operación en Neuquén de la Central Térmica Bajo del Toro, un proyecto que permite aprovechar el gas de las actividades de exploración de YPF (gas de flare) para abastecer con energía las instalaciones mineras de bitcoin de Genesis Digital Assets Limited (GDA), empresa líder que opera 20 centros de datos en todo el mundo.

La UTE Bajo del Toro, compuesta por YPF, Equinor e YPF Luz, cuenta con una capacidad de potencia instalada de 7 MW y 1 MW de back-up. En este marco se firmó un convenio de venta de energía con Genesis Digital Assets que autoriza la instalación de un data center dentro de la central ubicada en Rincón de los Sauces, Neuquén, y abastece a 1.200 equipos de minado de criptomonedas.

Esta iniciativa permite reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, hacer un uso eficiente de la energía, y monetizar el gas de flare, que de otra forma hubiera sido venteado a la atmósfera.

El gas es reaprovechado para generar energía eléctrica que se destina a una nueva industria como la minería de bitcoin, altamente demandante de energía, sin afectar la disponibilidad de la red de energía eléctrica del país y contribuyendo con una solución sostenible.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz comentó que “En 2022 fuimos la primera empresa argentina en generar energía eléctrica para minado de criptomonedas a partir de gas de flare, una solución innovadora en línea con las necesidades de transición energética de YPF. Este proyecto con GDA nos permite acercar a YPF y a Equinor, dos empresas comprometidas con reducir la huella de carbono de sus actividades de exploración, una solución de uso de gas de flare adaptable y sustentable”.

El presidente Ejecutivo de GDA, Abdumalik Mirakhmedov, comentó que “Creemos que Argentina es un país importante para la minería de Bitcoin, dada su abundancia de fuentes de energía y su entorno favorable a los negocios. La apertura de nuestro primer centro de datos en América del Sur es un paso importante en nuestros esfuerzos de diversificación geográfica. Y esta será otra oportunidad para mostrar al mundo que la minería de Bitcoin puede tener un efecto positivo en el medio ambiente y puede integrarse plenamente en las comunidades locales”.

Tanto para YPF como para Equinor, la medición y reducción del gas flare es uno de los principales focos para disminuir las emisiones directas de sus operaciones; y con este tipo de proyectos refuerza su compromiso de minimizar el impacto de su huella de carbono.

Este nuevo modelo de negocio representa una oportunidad no sólo en materia de innovación, sino también para la industria del país, agregando una actividad más al porfolio de soluciones energéticas, se destacó.

Con esta puesta en operación de Bajo del Toro, YPF Luz inicia una nueva etapa para trabajar en soluciones de energización con gas de flare adaptada a las necesidades de cada cliente. En este caso entonces la energía generada a partir de gas de flare se utiliza para minado de crypto in-situ, a cargo de GDA.

GDA es una de las empresas mineras de Bitcoin a escala industrial más grandes y experimentadas del mundo, con un historial de construcción, gestión y escalado de operaciones de centros de datos que abarca casi una década.

La compañía invierte en las comunidades en las que opera a nivel mundial, incluidos los 20 centros de datos en América del Norte, América del Sur, Europa y Asia Central. Con una capacidad total de energía de más de 600 MW, ha puesto en línea a más de 150.000 mineros.

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es generadora líder en la transición energética desde 2013. Su misión es optimizar los recursos naturales para producir energía térmica y renovable. La compañía alcanzó una capacidad instalada total de 3,2 GW que abastece al mercado mayorista y a las industrias argentinas. Cuenta con una capacidad instalada renovable de 497 MW y está construyendo dos parques eólicos que sumarán otros 218 MW.

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La Cámara Minera de Catamarca celebró el Día Nacional de la Industria Minera

La Cámara Minera y de la Industria Minera de Catamarca realizó un encuentro con referentes del sector y del Gobierno provincial para celebrar el Día Nacional de la Industria Minera, en conmemoración de la sanción de la primera Ley de Fomento Minero por la Asamblea General Constituyente de 1813, impulso legislativo inicial para la actividad en nuestro país.

Según destacaron desde la Cámara: “Esta actividad representó una ocasión única de integración de toda la comunidad minera catamarqueña, la cual estuvo encabezada por el presidente de la Cámara José Ignacio Costa de Arcadium Lithium”.

Costa destacó: “Aprovechamos este día para reforzar nuestro compromiso de trabajar de manera responsable y sostenible en el fortalecimiento del vínculo entre el sector privado y las autoridades gubernamentales”.

Además, señaló que la jornada fue “una nueva oportunidad para buscar un equilibrio entre el desarrollo económico, el cuidado del ambiente y el consenso entre los actores del ecosistema minero”, un objetivo que planteó desde el comienzo de su gestión en la Cámara.

La actividad

Del encuentro participaron el gobernador y el vicegobernador de la provincia, Raúl Jalil y Rubén Dusso, junto a los ministros de Minería, Marcelo Murúa; y Trabajo, Planificación y Recursos Humanos, Verónica Soria.

Además, contó con la presencia de representantes de todos los socios de la Cámara: Albemarle, AMSA Minerals, AREX Mining, Elevado Gold, Galan, Glencore, Lake Resources, Lithium Energi Argentina, Lithos, Minera Santa Rita, Pampa Exploración, Posco Ultra Lithium, Triangle Lithium y la Cámara Provincial de Proveedores Mineros.

, Redaccion EconoJournal

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YPF Luz abastecerá de energía a una empresa de minado de criptomonedas que quiere instalar un data center en Neuquén

YPF Luz anuncia la puesta en operación de la Central Térmica Bajo del Toro, un proyecto que permite aprovechar el gas de las actividades de exploración de la compañía, para abastecer con energía las instalaciones mineras de bitcoin de Genesis Digital Assets Limited (GDA), empresa líder que opera 20 centros de datos en todo el mundo.

La UTE Bajo del Toro, compuesta por YPF, Equinor e YPF Luz, cuenta con una capacidad de potencia instalada de 7 MW y 1 MW de back-up. En este marco, se firmó un convenio de venta de energía con Genesis Digital Assets que autoriza la instalación de un data center dentro de la central ubicada en Rincón de los Sauces, Neuquén, y abastece a 1200 equipos de minado de criptomonedas.

La iniciativa

Este proyecto permite reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, hacer un uso eficiente de la energía, y monetizar el gas de flare, que de otra forma hubiera sido venteado a la atmósfera.

El gas es reaprovechado para generar energía eléctrica que se destina a una nueva industria como la minería de bitcoin, altamente demandante de energía, sin afectar la disponibilidad de la red de energía eléctrica del país y contribuyendo con una solución sostenible.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó: “En 2022 fuimos la primera empresa argentina en generar energía eléctrica para minado de criptomonedas a partir de gas de flare, una solución innovadora en línea con las necesidades de transición energética de YPF”.

Asimismo, agregó: “Este proyecto con GDA nos permite acercar a YPF y a Equinor, dos empresas comprometidas con reducir la huella de carbono de sus actividades de exploración, una solución de uso de gas de flare adaptable y sustentable”.

Abdumalik Mirakhmedov, presidente ejecutivo de GDA, comentó: «Creemos que Argentina es un país importante para la minería de Bitcoin, dada su abundancia de fuentes de energía y su entorno favorable a los negocios. La apertura de nuestro primer centro de datos en América del Sur es un paso importante en nuestros esfuerzos de diversificación geográfica”.

A su vez, el ejecutivo, sostuvo que “esta será otra oportunidad para mostrar al mundo que la minería de Bitcoin puede tener un efecto positivo en el medio ambiente y puede integrarse plenamente en las comunidades locales».

Tanto para YPF como para Equinor, la medición y reducción del gas flare es uno de los principales focos para disminuir las emisiones directas de sus operaciones; y con este tipo de proyectos, refuerza su compromiso de minimizar el impacto de su huella de carbono. Este nuevo modelo de negocio representa una oportunidad no sólo en materia de innovación, sino también para la industria del país, agregando una actividad más al porfolio de soluciones energéticas, destacaron desde la firma.

Anteriormente, YPF Luz trabajó en el diseño de un piloto, para estudiar la factibilidad de este proyecto. “Con esta puesta en operación de Bajo del Toro, inicia una nueva etapa para trabajar en soluciones de energización con gas de flare adaptada a las necesidades de cada cliente”, plantearon desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

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Exxon anunció la compra de Pioneer por 60 millones de dólares

ExxonMobil, la petrolera más grande e importante de Estados Unidos, anunció que cerró la adquisición de Pioneer Natural Resources por USD 60.000 millones.

La fusión de ambas compañías “crea un negocio no convencional con el mayor potencial de desarrollo de alto rendimiento en la Cuenca Pérmica”, según un comunicado de ExxonMobil.

Los más de 1,4 millones de acres netos de la compañía combinados en las cuencas de Delaware y Midland tienen un recurso estimado de 16.000 millones de barriles de petróleo equivalente.

En tanto, el volumen de producción Pérmico de ExxonMobil se duplicará con creces hasta alcanzar los 1,3 millones de barriles de petróleo equivalente por día, según los volúmenes de 2023, y se espera que aumente hasta aproximadamente 2 millones en 2027, de acuerdo a las estimaciones iniciales. 

La corporación americana también detalló que se proyecta que la combinación del inventario diferenciado del Pérmico y el conocimiento de la cuenca de Pioneer con las tecnologías patentadas, los recursos financieros y la “excelencia en la ejecución de proyectos líder en la industria” de ExxonMobil genere retornos de dos dígitos al recuperar más recursos, de manera más eficiente y con un impacto ambiental mucho menor.

“Este activo de primer nivel es una opción natural para nuestra cartera de Permian y nos brinda una mayor oportunidad de implementar nuestra tecnología y brindar eficiencia operativa y de capital para generar valor para los accionistas a largo plazo”, comentó Darren Woods, presidente y director ejecutivo de ExxonMobil.

“La combinación de nuestras dos empresas beneficia la seguridad energética y la economía de este país, y también promueve las ambiciones ambientales de la sociedad a medida que trasladamos el objetivo cero neto de Pioneer para 2050 a un plan para 2035”, añadió.

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Llega el VI Fórum Nacional de Energía de LIDE Argentina

El VI Fórum Nacional de Energía de LIDE Argentina reúne a la élite del sector público y privado y funciona como plataforma de networking de alto nivel.

La nueva edición se desarrollará el jueves 9 de mayo de 2024 en el Alvear Palace Hotel, Ayacucho 2071 – CABA. Participan grandes empresas, comprometidas con la colaboración y la acción.

Líderes del sector se suman para contribuir en posicionar a la Argentina como líder en el diálogo global sobre energía.

La iniciativa busca un compromiso común con foco en un tema crítico para el futuro del país: sin energía no hay desarrollo.

Esta edición que se llevará a cabo bajo el lema “ENERGÍA es DESARROLLO: Libertad & Seguridad Energética – El Futuro en la Agenda del Presente”.

Este evento tiene como objetivo crear un amplio espacio de debate sobre las políticas públicas y privadas en el sector energético, con el propósito de generar una agenda positiva que analice los desafíos propios de esta área y promueva un desarrollo económico sostenible y sustentable.

Durante el fórum, se abordarán temas cruciales relacionados con la producción estratégica de energía y la necesidad de establecer las reglas y condiciones necesarias para fomentar las inversiones en energías limpias en nuestro país.

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Comenzó la Conferencia de Tecnología Offshore 2024

Desde este lunes y hasta el jueves 9 de mayo se lleva a cabo en Houston, Texas la Offshore Technology Conference (OTC), uno de los eventos más convocantes sobre la energía. La agenda recorre diversos temas relacionados con los hidrocarburos y la transición energética.

Están previstas más de 450 presentaciones técnicas. La exhibición tiene casi 24.000 metros cuadrados cubiertos donde se exponen innovaciones tecnológicas.

La conferencia fue fundada en 1969 y se celebra año a año en Houston. Se expandió como la Conferencia de Tecnología del Ártico, OTC Brasil y OTC Asia.

El jueves será el día final de esta feria internacional que si bien encuentra a la Argentina en un momento de grandes novedades, no tendrá una presencia oficial en el evento.

Se calcula que la edición del 2023 convocó a más de 31.000 profesionales de la energía que asistieron de más de 100 países. Desde 1969, cuando se celebró por primera vez, la conferencia “reúne a profesionales de la energía de todo el mundo para compartir ideas e innovaciones, discutir, debatir y generar consenso sobre los temas más apremiantes del sector de la energía marina”, explicaron desde la organización. 

El programa técnico del 2023 estuvo compuesto por 49 sesiones, incluidos 25 diálogos ejecutivos y oradores principales, 14 paneles, cinco eventos de networking y seis presentaciones de distintos países. “Casi una cuarta parte del programa técnico cubrió temas de energía eólica marina, energías renovables, captura de carbono y transición energética”, indicaron desde la organización.

Desde su primera edición, la conferencia lleva a cabo en NRG Park, año a año, en Houston. También ya se expandió a otros países con OTC Brasil y OTC Asia. En Brasil se llevará a cabo en Río de Janeiro, del 28 al 30 de octubre de 2025, mientras que la edición en Asia será del 31 de marzo al 3 de abril de 2026.

Además del foco en la exploración y producción offshore, el evento cuenta con un pabellón de Transición Energética. Hace tres años se agregó a la exposición para destacar las oportunidades de la industria marina para la reducción de emisiones, la producción de hidrógeno y la captura y almacenamiento de carbono. También habrá un espacio dedicado a la generación eléctrica eólica marina.

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Designaron a dos ingenieros nucleares al frente de la Comisión Nacional de Energía Atómica

Mediante el Decreto 380/2024, el doctor en Ingeniería Nuclear Germán Guido Lavalle fue designado presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, en reemplazo de la doctora en Física Adriana Cristina Serquis. Junto con Luis Rovere en el cargo de vicepresidente, liderarán la nueva etapa del organismo.

“Es un honor haber sido designado en una institución de tanta trayectoria y relevancia en la vida nacional como la CNEA”, dijo Guido Lavalle. El nuevo presidente anticipó que su gestión buscará potenciar las actividades de ciencia y tecnología que se desarrollan en las distintas instalaciones de la institución, dentro de un marco de austeridad, buenas prácticas y cuidado de los recursos disponibles.

Ambos funcionarios han tenido una actividad relevante en la institución en años anteriores.

El doctor Guido Lavalle obtuvo su título de grado y su doctorado en el Instituto Balseiro, donde en la década del 90 fue profesor e investigador. Entre 1996 y 2000 fue gerente de Relaciones Internacionales y Transferencia Tecnológica de la CNEA. Posteriormente, fue rector de la Universidad Argentina de la Empresa (UADE) y del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). En 2007 fundó CANDOIT, una empresa dedicada a la inteligencia artificial, el desarrollo de software y la asesoría en Ingeniería. Guido Lavalle dirigió más de 40 proyectos de desarrollo tecnológico en los campos de modelado, simulación por computadora e inteligencia artificial.

Por su parte, Luis Rovere también se recibió de ingeniero nuclear en el Instituto Balseiro. Entre 1987 y 1991 realizó actividades de investigación y desarrollo en el Oak Ridge National Laboratory, en los Estados Unidos, y posteriormente fue oficial de apoyo técnico en la Agencia Brasileño-Argentina de Contabilidad y Control de Materiales Nucleares (ABACC). De regreso en el país, estuvo a cargo de la Gerencia Coordinación del Centro Atómico Bariloche y fue gestor del proyecto del Centro Integral de Medicina Nuclear y Radioterapia de esa ciudad. Desde 2016, se desempeñó como gerente general de Intecnus, una fundación creada por la CNEA en Bariloche que ofrece servicios de medicina nuclear.

“La CNEA nunca se desvió de su objetivo de impulsar los usos estrictamente pacíficos de la energía nuclear para mejorar la calidad de vida de la sociedad”, dijo Guido Lavalle. “Y ese principio seguirá siendo rector durante esta gestión”, subrayó.

Rovere mencionó que se buscará dar impulso a empresas de base tecnológica originadas en proyectos de innovación de CNEA, siempre con el objetivo de aportar al desarrollo económico y social del país.

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Rolando Figueroa se reunió con directivos de Petrobras por inversiones en Vaca Muerta

El gobernador Rolando Figueroa se reunió recientemente en Houston con las máximas autoridades de Petrobras, con quienes conversó sobre las necesidades de Brasil, las potencialidades de Vaca Muerta y la proyección que tiene la provincia de triplicar y duplicar la producción de petróleo y gas en 2028 y 2030.

Cabe mencionar que del encuentro con el mandatario neuquino participaron el director ejecutivo de la firma brasileña, Jean Paul Prates y el responsable de Exploración y Producción de la compañía, Joelson Mendes, quienes expresaron la intención de Petrobras de invertir en la Cuenca Neuquina.

En este marco, Figueroa expuso ante los directivos las potencialidades de Vaca Muerta y la proyección que tiene la provincia de triplicar y duplicar la producción de petróleo y gas en 2028 y 2030. Explicó que para ello son necesarias inversiones promedio de 12 mil millones de dólares al año.

Brasil puede ser un socio para el crecimiento de Vaca Muerta.

Ayer me reuní con directivos de Petrobras, quienes plantearon su interés en las potencialidades de nuestra cuenca.

Queremos triplicar y duplicar la producción de petróleo y gas en 2028 y 2030 y para eso necesitamos… pic.twitter.com/kYPgJeaD9b

— Rolo Figueroa (@Rolo_Figueroa) May 6, 2024

Durante su exposición en Houston, Figueroa informó que proyectan transportar unos 34 millones de metros cúbicos diarios de gas desde la provincia a Brasil. Serían 19 millones a San Pablo, a través de Bolivia; y otros 15 millones a Rio Grande do Sul, por Uruguayana.

A su vez, el gobernador destacó que hoy la producción de Vaca Muerta tiene baja intensidad en carbono, y el objetivo es producir gas y petróleo NET ZERO. Para eso es necesario incorporar soluciones para reducir venteos, “y también estamos trabajando con varias empresas para electrificar las operaciones, realizar captura y almacenamiento de carbono y soluciones basadas en la naturaleza con captura de CO2 en bosques neuquinos. Ya estamos realizando las primeras experiencias en la cordillera para poder realizar los estudios y lograr la certificación que nosotros pretendemos”.

En la reunión con los representantes de la firma brasileña, el gobernador remarcó la relevancia que desde el gobierno provincial se le da al respeto del ambiente y destacó que “la rentabilidad económica, la sustentabilidad social y el cuidado del ambiente tienen que ir de la mano”.

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Vaca Muerta: Rucci anunció un paro por 48 horas ante la vuelta de Ganancias para petroleros

El secretario general del gremio de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci, anunció un paro de 48 horas a partir de mañana miércoles en contra de la vuelta del Impuesto a las Ganancias. De esta forma, el representante del sindicato petrolero más importante del país, incrementa la presión contra el paquete de Medidas Fiscales Paliativas y Relevantes del proyecto de Ley Bases.

El proyecto, que obtuvo media sanción en Diputados fue tomado por el gremio como “una avanzada sobre los derechos de los trabajadores” ya que su implementación alcanzaría una parte sustancial de sus afiliados, a excepción de un sector que opera en los yacimientos.

El paro de petroleros fue anunciado a través de una presentación realizada en la subsecretaría de Trabajo del Ministerio de Capital Humano de la Nación y coincidirá el jueves con la huelga nacional convocada por la CGT a la que adhieren gremios de transporte, educación, bancarios, aviación y comercios, entre otros.

Tal como anticipó Econojournal, el artículo 81 de la nueva Ley Bases prevé la eliminación del régimen especial creado por la Ley 26.176, que contempla una exención del 25% de la base imponible para liquidar Ganancias a los trabajadores de la industria petrolera. La modificación que impulsa el gobierno de Javier Milei restringe, en cambio, ese esquema especial únicamente al “comúnmente denominado personal de pozo”. Esto implicaría que al menos 30 mil petroleros vuelvan a pagar Ganancias.

Pese a las negociaciones previas al debate, los sindicatos petroleros no lograron un acuerdo con el oficialismo para excluir a la totalidad de sus trabajadores.

En este sentido, Rucci afirmó que “como un elefante en un bazar, sin siquiera tener en claro los pormenores y alcances de la Ley 26.176, repitiendo errores del pasado, sin participación de los sectores involucrados, pretendiendo retrotraer a los trabajadores petroleros a un estado de zozobra e indefensión, se quiere desbaratar su alcance y su pacífica interpretación”.

Marcelo Rucci, secretario general del gremio de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa.

Luego, criticó que “entre gallos y medianoche se elaboran dictámenes a espalda de los trabajadores claramente peyorativos y que tienen como resultado conculcar derechos básicos de los petroleros”.

El líder del sindicato apuntó contra el Gobierno nacional al que acusó de “no importarle” los récords de producción hidrocarburífera logrados desde la Cuenca Neuquina que, señaló, fueron logrados “sobre la base del trabajo del compañero petrolero”.

“La Ley Bases incorpora un concepto erróneo”

Un especialista en relaciones laborales del sector hidrocarburífero que pidió reserva de la fuente explicó a EconoJournal que el texto de la nueva Ley Bases toma como referencia al “personal de boca de pozo” que establece el Decreto 2136 del año 1974.

“Es un concepto erróneo que no está en vigencia y que tiene en cuenta a aquellas personas que están cerca del perforador, pero que deja afuera a mucha gente que trabaja en el yacimiento y que comparte jornadas similares, con regímenes similares, diagramas y cambios de turnos”, afirmó.

En este sentido, alertó que para ser efectiva la exclusión en el régimen de Ganancias debería incluir a todo el ámbito petrolero “sin distinción”. Luego, comentó que, así como fue redactada la ley, imputaría al 40% de los petroleros privados y a un 60% de los jerárquicos.

Doble perjuicio a petroleros

Por otro lado, la nueva reforma de Ganancias tendrá además un doble perjuicio en el sector petrolero ya que, además, elimina el beneficio de Zona Patagónica que aumenta un 22% los montos deducibles.

Además, incorpora en las deducciones el cálculo del aguinaldo, las horas extras y cualquier otro ingreso recibido en los haberes como viandas, vales de combustibles, uso de tarjetas de compras y viajes. Solo deja afuera las percepciones destinadas a compra de indumentaria, cursos o capacitaciones.

Paritarias sin avances

La medida de fuerza anunciada para miércoles y jueves también tiene como objetivo destrabar las negociaciones paritarias. Rucci dijo que “a la fecha no hemos logrado avance alguno sobre el tema” y agregó que “la situación inflacionaria que aqueja al país mina y deteriora continuamente el poder adquisitivo de los trabajadores haciendo estragos en el valor real del salario”.

Por último, en la presentación realizada en la subsecretaría de Trabajo afirman que el paro también es promovido por la “falta de inversión real de la patronal” en los yacimientos convencionales donde podría generarse una posible pérdida de puestos de trabajo junto con un riesgo ambiental.

Cabe recordar que, como parte del Proyecto Andes, YPF encabeza un plan para dejar 55 áreas maduras en las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro, Chubut y Santa Cruz.

, Laura Hevia

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Argentina se pierde inversiones por u$s 20.000 millones en un sector estratégico

Un sector productivo clave prepara una propuesta con 4 puntos que le presentará al Gobierno para destrabar esas inversiones. Si logra superar las trabas actuales, generaría además u$s 12.000 millones en exportaciones que hoy se pierden. La Argentina está perdiéndose de más de u$s 20.000 millones en inversiones y u$s 12.000 millones en exportaciones, por tener grandes proyectos mineros de escala mundial frenados, según calculan en la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) en la previa en el que el sector festeja su día. Según Roberto Cacciola, presidente de la entidad, «el país necesita triplicar la exploración minera» para desarrollar […]

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Brasil y Petrobras demuestran su interés en las potencialidades de Vaca Muerta

En Houston, el gobernador Rolando Figueroa se reunió con directivos de la firma brasileña, quienes expresaron la intención de invertir en la Cuenca Neuquina. El gobernador Rolando Figueroa se reunió ayer en Houston con el presidente y las máximas autoridades de Petrobras, con quienes dialogó sobre las necesidades de Brasil y las potencialidades de Vaca Muerta. Del encuentro con el mandatario neuquino participaron el presidente de la firma brasileña, Jean Paul Prates, y el responsable de Exploración y Producción de la compañía, Joelson Mendes, quienes expresaron la intención de Petrobras de invertir en la Cuenca Neuquina. Figueroa expuso ante los […]

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YPF PRESENTA PROYECTO ANDES

El Directorio de YPF S.A. lanzó el “Proyecto Andes” buscando optimizar su portafolio de áreas convencionales mediante un proceso de cesión del 100% de su participación en ciertos grupos de concesiones en las provincias de Mendoza, Río Negro, Neuquén, Santa Cruz y Tierra del Fuego. MEGSA los invita a compartir un webinar donde Maximiliano Westen, vicepresidente de Estrategia, Nuevos negocios y Control de gestión de YPF, expondrá sobre las características de dicha iniciativa. Es el viernes 10 de mayo a las 14. ¿TODAVIA NO TE INSCRIBITE? Hacelo sin cargo en https://us06web.zoom.us/webinar/register/WN_l2Xqs8VNTtGN_4SSA3WjTg. Reserve su lugar, sin cargo, haciendo clic aquí. Cordialmente. […]

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En busca de inversiones, el Gobierno se reunió con un funcionario de Arabia Saudita en Los Ángeles

Del encuentro participaron el jefe de Gabinete, Nicolás Posse y el Embajador argentino en Estados Unidos, Gerardo Werthein. El jefe de Gabinete, Nicolás Posse, y el Embajador argentino en Estados Unidos, Gerardo Werthein, se reunieron con el ministro de Inversiones del Reino de Arabia Saudita Khalid A. Al-Falih en Los Ángeles. El objetivo del encuentro fue fortalecer las relaciones bilaterales y promover la cooperación económica entre ambos países. Puntualmente, al abordar distintos proyectos de inversión, el funcionario saudí expresó interés particular en los sectores estratégicos como alimentos, energía y minería resaltando la importancia de estas áreas para el desarrollo conjunto. […]

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Para la AIE la creciente inversión en tecnologías renovables respalda el crecimiento económico

Según la Agencia Internacional de Energía (AIE) la inversión global en la fabricación de tecnologías de energía limpia aumentó a 200 mil millones de dólares en 2023, un incremento de más del 70% con respecto a 2022. Según un nuevo informe de la Agencia Internacional de Energía (AIE) la creciente inversión en la fabricación de tecnologías de energía limpia, especialmente energía solar fotovoltaica y baterías, se está convirtiendo en un poderoso motor económico a nivel mundial, creando nuevas oportunidades industriales y de empleo. El análisis de la Advancing Clean Technology Manufacturing concluye que la inversión global en la fabricación de […]

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El Gobierno amplió el alcance del Impuesto PAIS

El impuesto sobre la compra de dólares alcanzará ahora a los «giros de utilidades y dividendos» y fue fijado en 17,5%. El Gobierno decidió ampliar el Impuesto País para la compra de divisas destinadas a giros de utilidades y dividendos, como para quienes suscriban los Bonos para la Reconstrucción de una Argentina Libre (BOPREAL). La medida fue plasmada este lunes, mediante el decreto 385/2024, en el cual se destraba el permiso que debían contar las utilidades y dividendos a través del Banco Central. Así, ahora no necesitarán ese permiso, y por el contario deberán abonar 17,5% del Impuesto País. El […]

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Cinco empresas interesadas en explorar ocho áreas ricas en cobre en San Juan

El trabajo se realizará en colaboración con los departamentos de Calingasta e Iglesia. Seis proyectos de cobre, según CAEM, tendrían un gran impacto sobre la demanda global. San Juan quiere seguir ampliando su cartera de proyectos cupríferos. La administración provincial avanzó con la venta de los acuerdos base y bases del llamado a licitación para la exploración y exportación minera de ocho áreas ubicadas en los departamentos de Iglesias y Calingasta. El Instituto Provincial de Exploraciones y Exportaciones Mineras (IPEEM) de San Juan anunció que, después de la convocatoria a concurso público en octubre, cinco empresas adquirieron pliegos. Los proyectos […]

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En Malargüe, Cornejo anunció que se presentó la Declaración de Impacto Ambiental para el Distrito Minero Malargüe Occidental

El Gobernador anunció que ingresó a la Dirección de Minería el informe de Impacto Ambiental de Malargüe Distrito Minero Occidental, una zona con enorme potencial geológico en la que se estudiaron todos los aspectos para su desarrollo. Una vez completada la Evaluación de Impacto Ambiental, se enviará a la Legislatura para la ratificación de la Declaración de Impacto Ambiental. En coincidencia con el 60 aniversario de la Escuela Técnica Química Industrial y Minera 4-018 Manuel Nicolas Savio (ESTIM) de Malargüe y con el Día de la Minería, el Gobernador Alfredo Cornejo viajó al departamento del Sur junto a parte de […]

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Ley Bases: Torres aseguró que puede atraer inversiones en materia de Hidrocarburos

El gobernador dió razones para que los senadores apoyen la ley en general. Pero anticipó que la postura de todos los gobernadores patagónicos es votar en contra de la restitución de Ganancias. En una rueda de prensa, el gobernador Ignacio Torres señaló “le transmití lo mismo a los senadores de la provincia de Chubut porque algunos sienten la ‘tentación de hacer política’ con un tema que no es binario. Hay temas que no sirven, por ejemplo, la desregulación del mercado de hidrocarburos porque significa más trabajo para la provincia”. “Sería absurdo oponerse a un marco normativo que -en ese capítulo- […]

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No es el litio: la razón por la que Elon Musk podría invertir en la Argentina

A lo largo de su vida y de su exitosa carrera empresarial, el confundador y mayor accionista de Tesla, el principal fabricante de vehículos eléctricos del mundo, ha mostrado una muy marcada inclinación al riesgo. Este lunes el presidente argentino, Javier Milei, volverá a reunirse, ahora en Los Ángeles, con Elon Musk, uno de los hombres más ricos del mundo, cofundador y principal accionista de Tesla, el principal productor mundial de vehículos eléctricos, y verdadera celebridad internacional. Musk es un referente del poder global, como atestiguó su reciente visita relámpago a China, donde se reunió con el primer ministro Li […]

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Gobierno de Chile reasinará terrenos fiscales para proyectos de almacenamiento con baterías

El Ministerio de Bienes Nacionales de Chile relanzó el plan nacional para impulsar proyectos de sistemas de almacenamiento de energía en terrenos fiscales, cuyo destino sea conectarse a alguna subestación del Sistema Eléctrico Nacional. 

La decisión llegó casi cuatro meses desde la suspensión de la anterior convocatoria (dada de baja por un gran número de inquietudes y aclaraciones necesarias) y al igual que en aquel entonces, el llamado busca promover la asignación de terrenos fiscales para el desarrollo, construcción y operación de sistemas de storage, del tipo stand alone.

El proceso está abierto a todo tipo de tecnologías (química, potencial, térmica, entre otras), pero con la la particularidad de que este plan nacional es que sí existirá límite de capacidad de almacenamiento a emplazar en cada una de las macrozonas identificadas por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), por lo que la sumatoria de los proyectos comprometidos en las subestaciones específicas no podrá sea superior al máximo indicado en el siguiente cuadro. 

Las entidades interesadas en participar deberán considerar la disponibilidad real de conexión a la subestación específica y los requerimientos de la macrozona, según lo determinado por el Coordinador Eléctrico Nacional, asumiendo la totalidad de los riesgos asociados. 

Y cada oferente podrá presentar hasta cuatro postulaciones por cada macrozona específica, pudiendo ser acogido a trámite un máximo de dos de ellos proyectos por cada una de las macrozonas definidas. Por tanto la entidad interesada deberá indicar un orden de prioridad (mayor a menor) para una posible adjudicación. 

Además, cada sistema propuesto deberá tener una duración mínima de 4 horas y el plazo de concesión solicitado para el terreno fiscal no podrá exceder de 40 años, contados desde la suscripción del contrato de concesión. 

Mientras que la ejecución del proyecto no podrá exceder del 30 de junio de 2027; aunque el concesionario podrá solicitar el término anticipado del contrato, sin sanción alguna, siempre y cuando acredite que participó de algún proceso licitatorio relacionado con sistemas de almacenamiento del Ministerio de Energía realizado entre 2024 y 2025, siempre que se trate del mismo proyecto descrito en este proceso de storage en terrenos fiscales.

Cabe recordar que Chile apunta a implementar las medidas necesarias para lograr el 100% de energías cero emisiones al 2050 en generación eléctrica y el 80% de energías renovables al 2030, por lo que prioriza este tipo de centrales en propiedad fiscal, principalmente ubicadas en el Norte Grande del país. 

A la par que el país avanza con el proyecto de ley de Transición Energética, el cual habilitaría futuras licitaciones de almacenamiento por USD 2000 millones, ya sea como proyectos de infraestructura y como prestadoras de servicios complementarios. 

¿Cómo sigue el proceso?

La convocatoria contará con una sola ventana de postulación para presentar los proyectos, que estará abierta desde el próximo lunes 13 de mayo hasta el jueves 23 de dicho mes. Seguidamente el Ministerio de Energía tendrá un mes para analizar técnicamente las propuestas; pero recién el 3 de julio se darán a conocer los proyectos técnicamente admitidos. 

Mientras que la tramitación (regional y nivel central) de la concesión se llevará a cabo hasta el 30 de junio de 2025 y la firma de contrato de concesión de los terrenos fiscales en cuestión se hará en noviembre de dicho año.

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Mulino nuevo presidente de Panamá: ¿Garantizará continuidad de políticas energéticas?

“Hoy, digo frente a ustedes y toda la nación que tengan confianza, que las soluciones comenzarán muy pronto dentro de nuestras propuestas, nuestro plan de gobierno y de todas las gestiones que haré con empresas privadas nacionales e internacionales para arrancar el dínamo de la economía nuevamente”, declaró José Raúl Mulino, presidente electo de la República de Panamá para el periodo 2024-2029.

Tras imponerse con la mayoría de los votos en las elecciones generales de Panamá, el candidato del partido Realizando Metas (RM) y persona de confianza del expresidente Ricardo Martinelli fundador del espacio político de derecha, aseguró que durante su gestión impulsará un gobierno abierto al diálogo, proinversión y proempresa privada.

«A los demás presidentes y representantes de gremios y asociaciones los convocaré en los primeros días de mi gobierno para sentar las bases de una unidad nacional», exclamó Mulino en su sede de campaña al finalizar los comicios.

Sus declaraciones fueron bien recibidas por el sector privado, atento a la trayectoria del presidente electo no sólo en la función pública sino como abogado miembro de diversas organizaciones como la Asociación Panameña de Ejecutivos de Empresa (APEDE), la Asociación Panameña de Derecho Marítimo (APADEMAR) y el Consejo Nacional de la Empresa Privada (CONEP).

En el ámbito de las energías renovables, Juan Andrés Navarro, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), valoró la apertura y búsqueda de consensos del nuevo mandatario para lograr un auge económico desde distintos sectores productivos, entre ellos el solar:

«La Cámara Solar espera un amplio diálogo y consulta por parte de las autoridades electas recientemente con el sector privado panameño, incluyendo a las empresas miembro de la Cámara Solar. Dicho diálogo será sumamente importante a fin de fijar un plan conjunto de acción para los primeros 100 días de gobierno, que garantice la inversión y el desarrollo del sector de energía solar y de energía limpia en Panamá», declaró Juan Andrés Navarro.

Habrá muchos temas por abordar. En el marco de la Agenda de Transición Energética, la Secretaría Nacional de Energía (SNE) de Panamá se encuentra comprometida con 242 líneas de acción, 61 objetivos y 30 metas de alto nivel. A partir de esta política se han impulsado medidas puntuales como la eliminación del impuesto selectivo al consumo para componentes de energía solar o la Licitación Pública Internacional (LPI) Nº ETESA 01-24 que promete 500 MW exclusivamente renovables, a las que se esperan que de continuidad.

«Las políticas estatales sobre la energía limpia se deben mantener en el nuevo gobierno, pues el desarrollo de la industria solar en Panamá hasta ahora no ha gozado de incentivos fiscales importantes: todo lo contrario, la industria solar en Panamá se ha desarrollado gracias a las fuerzas del mercado y a los precios competitivos de la energía solar versus otras tecnologías. Por lo anterior, en la Cámara Solar no prevemos cambios en la política estatal hacia las energías limpias, ni hacia la energía solar, ni la energía eólica, ni hacia las plantas hidro que ya están funcionando, pues todas generan energía a precios competitivos», consideró Navarro.

De allí es que la nueva autoridad, que iniciará su gobierno el 1 de julio próximo desde el Palacio de las Garzas, despierta expectativas para garantizar la continuidad de políticas energéticas e incluso potenciarlas en pos de aumentar la dinámica del sector privado.

«Las elecciones en Panamá dieron un giro político a la dirección del Estado, profundizando la democracia panameña y abriendo nuevamente la puerta a la inversión privada y al desarrollo sostenible», reafirmó el referente de CAPES.

De esta manera, la confianza por dar continuidad a las inversiones llega como un respiro para los actores del mercado que ya se han posicionado y nuevos jugadores que podrían ingresar. Y es que, José Raúl Mulino, presidente electo de la República de Panamá, aseguró que como abogado dará importancia y prioridad a la seguridad jurídica durante su gobierno haciendo énfasis también a que va a honrar los compromisos internacionales de Panamá, entre los que podría entrar el Acuerdo de Paris, por lo que desde la óptica de Juan Andrés Navarro esto dará estabilidad a los sectores financiero, eléctrico y energético.

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Solicitan robustecer las redes de transmisión para un “boom de renovables” en Colombia

En un país como Colombia donde la matriz es principalmente hidroeléctrica el fenómeno de El Niño complica ampliamente el suministro eléctrico. 

El problema es que genera una situación de estrés en el mercado debido a la reducción de la oferta de energía por la ausencia de lluvias y el incremento de la demanda de energía por las altas temperaturas.

En este contexto, especialistas del sector afirman que las inversiones en infraestructura se tornan fundamentales para atraer nuevas inversiones de proyectos renovables que ayudan a satisfacer la demanda energética y diversificar la matriz colombiana. 

Uno de ellos es Luis Miguel Bedoya, quien en conversaciones con Energía Estratégica analiza las últimas medidas tomadas por el Gobierno para combatir el fenómeno de El Niño y propone acciones fundamentales para detonar la actividad.

Colombia tiene un 1 GW de proyectos en periodo de prueba, ¿Por que demoran tanto en entrar en operación comercial y qué tanto afectan al generador? 

 La principal causa de las demoras tiene que ver con los permisos de conexión por parte de los operadores de red. 

Estos retrasos perjudican al generador de formas incalculables ya que el análisis financiero de los proyectos lo realizan teniendo un periodo de tiempo y una tasa de cambio pre establecida. Por ello, estas demoras sumadas con la variabilidad de la TRM puede afectar sus proyecciones.

No obstante, la UPME ha puesto el foco en este problema y ha destrabado muchos proyectos. El trabajo que están haciendo por apostarle a la transición energética está yendo más allá de sólo el discurso.

¿Qué opinión le merece la subasta por Cargo de Confiabilidad?  ¿Los proyectos adjudicados son los suficientes para hacer frente a la demanda del 2027 y 2028?

Me pareció muy bien pensada y ejecutada. Puede atacar los problemas a mediano plazo y se realizó teniendo en cuenta la dinámica de las cargas. 

En teoría la energía adjudicada parece ser suficiente, siempre y cuando el fenómeno de El Niño no se vuelva a complicar ya que somos altamente dependientes de la energía hidroeléctrica. El foco se debe poner en que sí se ejecuten los proyectos asignados en la subasta y en los plazos asignados.

¿Y qué te parecieron las medidas que está tomando el Gobierno para hacerle frente a El Niño?

Las medidas le dieron mucha agilidad a los trámites y desatascaron algunos cuellos de botella que eran evidentes. Fueron muy bien pensadas pero no debería ser la excepción sino la regla.

¿Qué cambios sugieres en el marco regulatorio para impulsar la actividad renovable en Colombia?

Soy un fiel creyente de que las renovables no tienen un despegue mayor en Colombia debido a problemas con la transmisión. Si bien es cierto que se encuentran varios proyectos en ejecución no debemos dejar de lado las complejidades y tiempos de ejecución de estos proyectos. En el momento en que nuestro sistema sea aún más robusto, incluyendo especialmente a La Guajira en estas interconexiones, podremos ver realmente un mayor boom en los generadores renovables.

A su vez, también es fundamental incentivar la generación distribuida en Colombia, un segmento que viene creciendo a pasos agigantados con respecto a años anteriores.

Desde el año pasado se ha disparado un boom en este rubro en el país y aunque hay muchos proyectos en periodo de prueba se prevé un incremento rápido de 2 a 3 GW.

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Canadian Solar sugiere incentivar el modelo PMGD en Argentina para el avance de las renovables

Canadian Solar, empresa N°5 del mundo de fabricación de paneles fotovoltaicos Tier-1, participó del panel de debate “Perspectivas de las energías renovables: Utility Scale, almacenamiento y la generación distribuida” del mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina

Jose Ewing, senior sales manager de Canadian Solar, analizó cómo puede crecer el mercado argentino de las energías renovables y qué señales son necesarias, tanto desde el sector privado como del nuevo gobierno nacional. 

“Si Argentina comienza a dar incentivos a medianos proyectos, por ejemplo de 1 a 10 MW de capacidad, se incentiva la industria local para desarrollar parques de esa índole, construirlos y buscar partners internacionales que los apoyen en el proceso”, señaló. 

“Si se abre el mercado, regula e incentiva a la industria nacional, el empleo estará. Cuando se tienen incentivos, como para los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) en Chile, se abre un mercado nacional, que el de utility scale llega detrás; por lo que hay que partir incentivando esos segmentos”, agregó. 

Cabe recordar que hoy en día los PMGD (hasta 9 MW de capacidad por proyecto) de Chile suman 3005 MW de potencia instalada, de los cuales 2721 MW operativos corresponden a parques de generación renovable. 

Mientras que Argentina recientemente tuvo casi 100 proyectos ganadores de esa índole (hasta 20 MW) a través de la licitación pública RenMDI realizada a mediados del año pasado. 

En dicha convocatoria el renglón N°1 estuvo orientado a reemplazar generación forzada y tuvo 46 parques adjudicados por 514,08 MW; en tanto que el renglón N°2 (destinado a diversificar la matriz energética) confirmó 52 emprendimientos asignados por 119,6 MW. 

Además, Canadian Solar posee una penetración de mercado de 3,5 GW en Brasil, 500 MW en Chile, 350 MW en Colombia y 200 MW en operación en Argentina más 28 MW de suministros de soluciones fotovoltaicas; pero buscan adentrarse aún más en el mercado regional. 

“El mercado argentino quiere entrar en una industria en la que todos puedan participar. Pero el tema es cómo incentivar a la parte política a que busque una regulación donde todos los jugadores del sector tengan participación y luego se entable la temática de la huella de carbono”, subrayó José Ewing. 

“Por ejemplo, en Chile contamos con un precio estabilizado por muchos años, que permitió que muchos inversionistas vean a Chile como una oportunidad. Porque cuando uno tiene un valor que se regula cada cuatro años con un porcentaje y sinfín de detalles pero finalmente es regulado, el inversionista ve estabilidad”, continuó. 

“Luego hay un tema jurídico de cuánto dura la estabilidad. Si se brinda tranquilidad, el inversionista quiere ser cofinanciador de una central y los bancos internacionales tendrán mejores tasas de interés”, añadió el senior sales manager de Canadian Solar.

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Growatt destaca en el sector solar al ganar reconocimientos en México y Chile

En un evento significativo para la industria de la energía solar, Growatt ha sido honrado con los premios ‘TOP Brand PV Mexico 2024’ y ‘TOP Brand PV Chile 2024’ durante el reciente Solar Storage Mexico 2024, destacando su excelencia en innovación y compromiso con la sostenibilidad.

Desde su fundación en 2011 por un grupo de pioneros liderados por David Ding, Growatt ha estado en la vanguardia de la industria fotovoltaica global. Con la misión de hacer accesible la energía sostenible en todo el mundo, Growatt ha establecido su presencia en más de 180 países y conectado a más de 2.1 millones de usuarios finales a través de su plataforma en la nube.

En latam, Growatt ha fortalecido su posición no solo como proveedor líder de inversores residenciales, sino también como un innovador clave en soluciones de almacenamiento de energía fotovoltaica. Los productos destacados de la compañía, como el inversor NEO 2000M-X y el inversor de almacenamiento residencial SPH 10000TL-HU-US, son ejemplos de las importantes mejoras tecnológicas logradas por Growatt.

Estos productos están diseñados para ofrecer mayor eficiencia y confiabilidad, adaptándose a las necesidades específicas de los mercados locales y contribuyendo significativamente al avance de la energía sostenible en la región.

EUPD Research, un instituto de investigación y consultoría con amplia experiencia en el mercado energético, ha reconocido a Growatt por su capacidad para innovar y adaptarse a los requerimientos cambiantes del mercado. Esta capacidad no solo ha mejorado la posición de Growatt en la industria, sino que también ha fortalecido su compromiso con el servicio al cliente y la sostenibilidad ambiental, pilares fundamentales de su estrategia corporativa.

Con oficinas y un robusto equipo de postventa en México, Growatt no solo asegura un servicio excepcional sino que también fortalece las relaciones con los clientes en toda la región de América Latina, apoyando el avance hacia un futuro energético más verde y sostenible.

Mirando hacia el futuro, Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt, afirma: «Continuaremos nuestro compromiso con la localización, impulsando agresivamente los proyectos residenciales, comerciales y de almacenamiento de energía para fomentar el desarrollo de nuevas energías en América Latina».

Growatt sigue dedicado a contribuir significativamente al desarrollo sostenible y a la protección ambiental en cada mercado que opera, promoviendo soluciones que no solo satisfacen las necesidades energéticas actuales sino que también aseguran un futuro energético sostenible para generaciones futuras.

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Aldebaran Resources inc. elige a Genneia para neutralizar la huella del proyecto Altar-Río Cenicero en San Juan

Genneia, la compañía líder de energías renovables en el país, acompaña a Aldebaran Resources Inc., empresa especializada en exploración mineral, en la compensación de sus emisiones generadas en Argentina a través de la entrega de 848 Certificados de Unidades de Carbono Verificadas (VCU´s).

Los certificados fueron adquiridos con el propósito de compensar la huella de carbono generada por dos centros de operaciones de Aldebaran Resources Inc.

En referencia a las oficinas centrales ubicadas en San Juan Capital, se logró neutralizar las emisiones correspondientes a los alcances 1 y 2, calculadas para el año 2021. Esto implica la descarbonización tanto de las emisiones directas resultantes de las operaciones como de las emisiones indirectas vinculadas al consumo de electricidad.

Adicionalmente, se compensaron las emisiones del alcance 1 generadas durante el año 2021 para el Proyecto Altar-Río Cenicero, situado a 170 km al oeste de la Localidad de Barreal en el Departamento Calingasta, provincia de San Juan.

Estamos orgullosos del trabajo realizado junto a Aldebaran Resources Inc. en el proceso de compensación de la huella de carbono de sus operaciones y del gran proyecto que llevan adelante en San Juan. Desde Genneia, continuamos reforzando nuestro enorme compromiso que apunta a descarbonizar la industria, promoviendo así la lucha contra el cambio climático.”, expresó Gustavo Anbinder, Director de Negocios & Desarrollo de Genneia.

Esta iniciativa desarrollada por la empresa busca, no sólo perfeccionar sus proyectos, asegurando el triple impacto de todos sus procesos, sino también estimular a cada industria a que pueda reducir y compensar sus emisiones de gases contaminantes a la atmósfera acompañando a potenciar la transición energética.

La certificación y emisión de créditos de carbono son un mecanismo internacional de descontaminación, que tienen el objetivo de reducir y/o remover las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Fueron establecidos en el año 2005 en el Protocolo de Kyoto, como uno de los tres puntos clave para disminuir los niveles de emisión de GEI, y actualmente promovidos por el Acuerdo de París (2016) y reafirmadas anualmente en las Conferencias de las Partes (COP) sobre el Cambio Climático.

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Celsia presentó sus resultados financieros del primer trimestre, afectados por El Niño

Celsia, empresa de energía de Grupo Argos, entrega sus resultados financieros del primer trimestre del año, enmarcados en un fuerte fenómeno de El Niño, y los compara con el vivido en el 2015 – 2016. En ese entonces la compañía atravesó grandes desafíos y replanteó la estrategia competitiva del negocio de generación, balanceando su matriz predominantemente hídrica, con mayor energía no convencional proveniente del sol y la reconfiguración del portafolio térmico con la venta de Zona Franca Celsia y la puesta en operación de la termoeléctrica a gas, El Tesorito.

«La experiencia acumulada nos permitió anticiparnos y prepararnos para que en este período seco que estamos finalizando, pudiéramos operar con eficiencia y con resultados financieros estables. Al cierre del primer trimestre, el volumen agregado de los embalses de Celsia fue de 33% y estamos iniciando el mes de mayo con un volumen de 44%. En cuanto a la generación térmica, tuvimos un aporte importante al sistema, aunque esperábamos una mayor contribución, pero las condiciones de mercado no lo permitieron», afirmó Ricardo Sierra, líder de Celsia.

Resultados financieros consolidados

Los ingresos sumaron $1,37 billones disminuyendo 8,7% frente al mismo periodo del 2023. La disminución en los ingresos se debió principalmente a la menor generación hídrica por el fenómeno de El Niño. En la distribución de ingresos totales por negocio, el 86% lo aporta el negocio de Servicios de Energía (generación, transmisión, distribución y comercialización) con $1,18 billones y el negocio de Gestión de Activos (plataformas de inversión) aporta el 14% con $190.474 millones. 

Los costos de ventas del trimestre alcanzaron $1,06 billones registrando un incremento de 6,4% debido principalmente al incremento de los costos de generación por el fenómeno de El Niño.

El ebitda alcanzó $325.983 millones y el margen ebitda del trimestre se ubicó en 23,7%. El 91,6% lo aporta el negocio de Servicios de Energía con $298.501 millones y un margen ebitda de 26% y el negocio de Gestión de Activos aporta el 8,4% con $27.482 millones. El ebitda total al sumar el de las plataformas de inversión fue de $437.334 millones.

Los gastos netos financieros, incluyendo diferencia en cambio, alcanzaron $163.843 millones con una disminución de 29,9%. En el trimestre se realizaron mejoras en las condiciones crediticias que sumadas al comportamiento de los indexadores permitió una reducción promedio de 150 pb en el costo de la deuda frente al cuarto trimestre de 2023. 

Los impuestos a las ganancias fueron de $20.839 millones en el trimestre y disminuyeron 67,6% debido a una menor utilidad antes de impuestos. 

La ganancia neta fue de $29.688 millones con una disminución de 75,7% frente al mismo periodo del año anterior debido a los efectos del fenómeno de El Niño. La ganancia neta atribuible a propietarios de la controladora alcanzó $21.479 millones.

La deuda consolidada es de $5,27 billones y un indicador de apalancamiento de 2,82 veces deuda neta a ebitda.

Fuente: Celsia

Resultados Operación Colombia

Comparación fenómeno de El Niño 2015 – 2016

Entre los años 2015 y 2016 también se presentó un fenómeno de El Niño en Colombia y la operación de la compañía en el país reportó en el primer trimestre de 2016 un ebitda de $209.783 millones con un margen de 17,9%, una pérdida neta $6.299 millones y una pérdida neta atribuible a la controladora de $25.812 millones.

Posterior a esa coyuntura, se replanteó la estrategia competitiva y se reconfiguraron los activos en Colombia para enfrentar de manera distinta un evento como El Niño, por lo cual se decidió vender Zona Franca Celsia, desarrollar proyectos solares y construir Tesorito, termoeléctrica a gas con 200 MW de capacidad, altamente flexible en su operación. Asimismo, la compañía compró los activos de distribución y el negocio de comercialización en Tolima. Comparando ambos periodos, los resultados son los siguientes:

Fuente: Celsia

«Los resultados financieros del trimestre son la realidad de este período de fenómeno de El Niño que ha sido exigente, pero en el que hemos mostrado la fortaleza de nuestros activos y la diversificación de los negocios para afrontar estos momentos de estrés del sistema. La estrategia que implementamos en los últimos años nos permitió tener un mejor desempeño en ingresos, ebitda y ganancia neta al compararlos con el mismo período de 2016 cuando afrontábamos el mismo fenómeno. En los próximos meses esperamos que con el regreso de un período climático más normalizado regresemos a un margen ebitda entre el 32% y el 35% y podamos terminar de recoger los beneficios de las negociaciones que hemos hecho para mejorar el costo financiero de la deuda», agregó Ricardo Sierra.

Resultados Plataformas de inversión

 C2 Energía (granjas solares mayores a 8 MWp. En alianza con Cubico Investments): 17 granjas en operación, con una capacidad de 300 MW. Esta plataforma tiene otros 308 MWp en construcción y en fase de desarrollo otros 522 MWp.
Laurel (granjas solares menores a 8 MWp. En alianza con Bancolombia): 90 sistemas fotovoltaicos que suman una capacidad instalada de 34 MW y una generación acumulada en el 2024 de 10,13 GWh.
El Tesorito (térmica a gas natural-Sahagún, Córdoba. Sociedad con Canacol y Proeléctrica): 200 MW de capacidad instalada.
Caoba (activos de transmisión. En alianza con Cubico Investments): Al cierre de marzo, los activos totales de la plataforma ascienden a un valor de $2,18 billones.

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AFRY Chile realizó workshop a CMPC sobre estrategias para captura y uso de carbono en sus plantas

Una de las principales tecnologías para mitigar el cambio climático y colaborar con la descarbonización del planeta es la captura, almacenamiento y reutilización del dióxido de carbono (CO2), que se emite producto de los procesos productivos industriales. Hoy no sólo basta con dejar de emitir, sino que se hace necesario también usarlo como fuente para generar otros productos como biocombustibles, polímeros, fertilizantes, etc. Esto bien lo sabe la empresa CMPC, líder en la producción de madera y celulosa, quienes en una alianza con AFRY Chile, realizaron un workshop a su equipo de estudios y medioambiente con el objetivo de conocer la experiencia internacional de la compañía de origen nórdico sobre la cadena de valor de CCUS (Carbon capture, use and storage).

El taller, conducido por Max Larsson, Gerente de Tecnologías de Capturas de Carbono de AFRY, comprendió definiciones generales de las tecnologías disponibles para la captura de CO2, su purificación, transformación y uso, un análisis profundo de la precombustión, poscombustión y la oxicombustión, que corresponden a procesos de captura de carbono. Además, se trataron temas referentes al transporte y almacenamiento de CO2 a gran profundidad. Este último, implica la captura de CO2 en emplazamientos industriales, su transporte a sitios de almacenamiento geológico y su inyección a profundidades significativas bajo tierra o en el fondo del océano.

Una de las principales ventajas de capturar, almacenar y/o usar el dióxido de carbono es la  reducción de las emisiones netas de CO2 a la atmósfera, contribuyendo a reducir los gases de efecto invernadero y mitigar el calentamiento global, colaborando de esta manera con los objetivos establecidos en la COP21 (Paris 2015). Además, el almacenamiento y uso de CO2 puede ayudar a mejorar la calidad del aire y a prevenir la acidificación de los océanos al reducir la cantidad de CO2 liberado a la atmósfera. Este enfoque también ofrece la posibilidad de utilizar infraestructuras existentes, como oleoductos y pozos de petróleo y gas, para facilitar el transporte y almacenamiento del CO2, lo que podría ayudar a reducir los costos y acelerar la implementación a gran escala de esta tecnología crucial para la sostenibilidad ambiental.

La empresa CMPC se encuentra en etapa de reconocimiento de antecedentes y aprendizaje respecto de estas tecnologías  y la realización de este workshop permitió ampliar el conocimiento, así como contar con mayores antecedentes y experiencias internacionales respecto de los procesos y tecnologías que pudieran ser relevantes para aplicar en sus plantas de celulosa en Chile y Brasil, entregando un sello de sustentabilidad a sus procesos.

El Subgerente de Estudios de CMPC, Omar Uyarte, destacó la importancia de contar con especialistas que entreguen una base robusta para la discusión. “Este tipo de reuniones nos permite conocer lo que pasa a nivel global, respecto a la madurez de las tecnologías. Con ello, las planificaciones estratégicas se pueden abordar con mayor información”, explicó.

Por su parte, el Country Manager de AFRY Chile, Rodrigo Brisighello, destacó el objetivo del taller y su relevancia para aportar a la sustentabilidad de un sector tan importante como el forestal. “A través de esta actividad logramos presentar estrategias para abordar el tema de CCUS en sus plantas de celulosa, basados en la experiencia y competencias de AFRY en la materia, evidenciando nuestra capacidad para contribuir de manera significativa a este campo y en una industria que está buscando siempre mejores formas de hacer las cosas”.

“Finalmente, lo que nosotros buscamos como compañía es hacer futuro (making future) para nuestros clientes, a través de nuestros procesos de ingeniería y consultoría, y esta actividad apuntaba justamente a eso, lo que la convierte en una iniciativa de alto impacto para nosotros, el cliente, y su industria”, agregó Brisighello.

AFRY cuenta con un numeroso grupo de profesionales que se dedica a la consultoría en asuntos de captura, almacenamiento y uso de CO2 a nivel mundial, liderado por Stuart Murray, quien posee más de 18 años de experiencia y es especialista en tecnologías de bajo carbono, modelamiento de mercado energético y valorización de activos energéticos, asesorando en transacciones de activos de energía renovable y convencional en América del Norte, Europa y Asia.

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Tras el escándalo por los sueldos de YPF, la directora por Mendoza destinará sus ingresos a la provincia

Ante la controversia que generaron los salarios que se fijaron los miembros del directorio de YPF y que rondaban los $77 millones, unos US$70.000, el gobernador Alfredo Cornejo anunció que Jimena Latorre dejará de percibir esos ingresos.

A través de una carta dirigida al presidente y CEO de YPF y firmada por el mandatario provincial, anunció que Jimena Latorre, ministra de Ambiente y Energía, quien además era miembro del directorio por Mendoza, no recibirá los honorarios y en su lugar deben ser depositados en las arcas del estado provincial.

Cornejo destacó que tras la asamblea del 26 de abril en la que se fijaron los nuevos horarios del directorio para las acciones clase A y D de YPF S.A. en Mendoza se decidió que el director titular de las acciones Clase D (Latorre), dejará de percibir los honorarios en forma personal.

Por eso, pidió que se depositen en una cuenta de titularidad del Estado provincial y, además, especificó que esos fondos tendrán como destino el programa de fortalecimiento fiscalización ambiental en industrias extractivas de Mendoza.

De esta forma, Cornejo busca terminar contra la controversia que se había generado por el monto de dinero que iba a recibir Latorre y que generó una fuerte polémica cuando la funcionaria está en el centro de la escena por el impulso minero que se está llevando adelante y que le corresponde a su cartera.

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Seis provincias constituyeron la Liga Bioenergética

Quedó formalmente constituida en Salta la Liga Bioenergética, que también integran las vecinas provincias de Jujuy y Tucumán junto a Córdoba, Santa Fe y Entre Ríos. La institucionalización del bloque, que trabaja en el texto de un nuevo proyecto de ley para afianzar la participación del bioetanol y el biodiésel en los surtidores, se selló pocos días después de que trascendiera que pesados jugadores del sector petrolero y cerealero reactivaron el lobby con el que habían intentado filtrarse en el mercado interno de los biocombustibles a través de la frustrada ley ómnibus.

Aquel intento de desregulación, que se consideraba nocivo para pymes que hoy sostienen miles de puestos de empleos formales en el NOA y el centro del país fue frenado por las provincias productoras de biocombustibles que, de todos modos, también vieron caer en el Congreso de la Nación un texto alternativo que se entendía superador, ya que abría con un aumento de los cortes un punto de encuentro entre grandes compañías integradas y pymes. Sobre esos mismos lineamientos la Liga Bioenergética define un nuevo proyecto de ley para el sector.

En representación de las seis provincias, rubricaron el acta fundacional en Salta el secretario de Energía de Tucumán, Jorge Etchandy; el secretario de Planificación Energética de Córdoba, Sergio Mansur; la secretaria de Energía de Santa Fe, Verónica Geese; la secretaria de Energía de Entre Ríos, Noelia Zapata; el secretario de Energía de Jujuy, Mario Pizarro, junto al ministro de Producción y Desarrollo Sustentable de Salta, Martín de los Ríos, y la secretaria de Minería y Energía de la Provincia, Romina Sassarini.

En nombre del gobernador Gustavo Sáenz, el vicegobernador Antonio Marocco dio la bienvenida a los funcionarios y remarcó que el acta constitutiva del bloque “marca el inicio de una nueva etapa en la promoción de bioenergías y energías renovables en nuestro país” Y agregó: “El potencial de nuestras provincias es enorme para agregar valor a sectores clave como el agropecuario, forestal y agroindustrial reduciendo al mismo tiempo el impacto ambiental, creando empleos calificados y fortaleciendo las comunidades”.

La Liga Bioenergética, ahora formalmente constituida, viene trabajando desde 2018 para impulsar medidas, tanto nacionales como provinciales, que aumenten la participación de las bioenergías en la matriz energética del país. Entre los principales objetivos consensuados en el seno del bloque está el de “impulsar medidas, tanto nacionales como provinciales, que aumenten la participación de las bioenergías en la matriz energética” del país. Solo en Salta, Jujuy y Tucumán, el complejo sucroalcoholero que concentra los cupos del bioetanol a base de caña de azúcar tiene ligados cerca de 61.000 empleos directos y 156.000 indirectos. Es el principal empleador privado del NOA.

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Salta: presentaron una cautelar contra EDESA por cobro indebido en las facturas

La asociación civil de defensa del consumidor Protectora presentó una solicitud de medida cautelar ante la Justicia civil y comercial de Salta, con el objetivo de que EDESA se abstenga de incluir la tasa de fiscalización y control del 2% en las facturas de electricidad que emite a los usuarios de la provincia.

Esta medida se solicita hasta que se resuelvan los planteos de fondo de la demanda colectiva interpuesta contra dicha tasa y los intereses moratorios cobrados por la distribuidora de energía.

Según Daniel Paganetti, apoderado de Protectora, la medida solicitada está directamente relacionada con el cobro indebido denunciado en la acción de consumo colectiva presentada previamente.

En esa demanda, la asociación solicitó que se declare como práctica abusiva el cobro de la tasa mencionada y de los intereses moratorios aplicados por EDESA a usuarios comerciales y grandes usuarios por encima del tope legal establecido en la ley 24240 de defensa del consumidor.

Paganetti aclaró que la medida cautelar no cuestiona el pago regular que hace EDESA a Enresp, sino el traslado mensual de dicha tasa a los usuarios en las facturas. Según explicó, esta tasa debería ser abonada por las concesionarias, no por los usuarios, y el traslado de este costo a las facturas de los usuarios no está respaldado por el marco normativo vigente.

En la presentación realizada por Protectora, se hizo hincapié en que la ley provincial 6835 establece claramente que son las concesionarias EDESA y Aguas del Norte las que deben abonar la tasa de fiscalización y control. Sin embargo, por un acuerdo entre ambas empresas, es EDESA la que incluye estos créditos y cargos en las facturas a nombre de Cosaysa.

Ante esta situación, Protectora solicitó a la Justicia que haga lugar a la medida cautelar requerida y que se resuelva en favor de los usuarios afectados por este cobro indebido. Informa Voces Críticas

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El gobierno nacional se lleva 225 pesos cada 1.000 de nafta

Es un abuso que hay, que tiene cautiva a la gente para cobrarles una tasa municipal que nada tiene que ver con la carga de combustible y que deja atada a la gente a tener que abonarla compulsivamente”. La declaración por iniciativa propia del vocero presidencial Manuel Adorni sorprendió al instalar en la agenda de Casa Rosada el debate en torno a las tasas a la compra de combustibles que vienen aplicando distintos municipios.

Ante la falta de financiación de obra pública vial desde Nación, en un marco de un recorte generalizado de los fondos destinados a las provincias y ciudades, la denominada Tasa Vial es un camino que encontraron varios intendentes para generar un ingreso que permita a las comunas financiar obras viales. No se trata de una experiencia nueva, ya que se comenzó a implementar desde hace más de una década, pero sí de una tendencia que logró reimpulso en este 2024.

Según citó 0223, bajo diversas modalidades, la tasa a los combustibles ya se aplica en una veintena de municipios del conurbano, a los que suman General Pueyrredon y Azul, con gobierno locales de los más diversos signos políticos.

Sorpresa genera en los entendidos en el tema la acusación de “voracidad fiscal” hacia los intendentes de parte del gobierno central, en medio de una escalada en el incremento de la carga tributaria sobre los combustibles que se implementa desde Casa Rosada. Según cálculos, en promedio el gobierno nacional se lleva unos 225 pesos sobre cada 1000 pesos que se facturan en las estaciones de servicio.

Por ejemplo, en el caso del gasoil en Mar del Plata los impuestos aplicados sobre los combustibles encarecen el valor en boca de expendio más de un 34 por ciento. Esto se debe al 21% de tasa del IVA, el 9,20% de Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL), el 3% de Tasa Vial sobre el precio libre de impuestos y un 1,40% de percepciones provinciales y otras tasas. Sumados explican el 25% del precio final y que, al sumarse a los costos antes de impuestos, engordan en más de 34% el precio a pagar por los consumidores.

Es decir que de cada $1.000 que se cargan en el tanque, $250 quedan para el Estado en todos sus niveles. Y de ellos, el Estado Nacional se lleva la mayor parte con $ 225 pesos vía IVA e ICL.

Incluso, el escenario puede ser profundizado en los próximos meses y ello ya hubiera ocurrido en mayo de no haber mediado la reciente postergación en el incremento de los impuestos, pasada ahora a junio. Ello se debió al estricto interés del ministro Luis Caputo de seguir mostrando una caída en los índices inflacionarios, lo que hubiera sido complejo con los aumentos previstos en combustibles y en el resto de las energías.

El descongelamiento del Impuesto a las Transferencias de Combustibles (ITC) y al Dióxido de Carbono (IDC) que Economía resolvió en febrero marca una ruta de incrementos que concluirá en un 630% acumulado. Según el cronograma actual, el tributo debería subir 53% en junio y otros $51% en julio, con un impacto que se expande a toda la cadenas de comercialización.

En tanto, tras la liberación del precio de los combustibles, las petroleras mantienen su visión de un presunto retraso en sus precios en términos reales, por lo que recientemente aplicaron una suba promedio del 4%, buscando trasladar el deslizamiento del dólar oficial del 2%, en la perspectivas de alcanzar un “equilibrio“ con el valor internacional de los combustibles.

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Desde Luz y Fuerza aseguran que está en riesgo el servicio eléctrico de todo el país

Desde el sindicato de Luz y Fuerza Mar del Plata, manifestaron preocupación ya que las medidas que toma el gobierno nacional, desde la asunción de Javier Milei como Presidente, ponen en riesgo el servicio eléctrico de todo el país.

A través de un comunicado, manifestaron: “No es novedad que el país que teníamos hasta diciembre ha cambiado diametralmente. Hasta ahora, nada de lo hecho por este gobierno ha traído solución a los problemas de nuestra sociedad. Al contrario. En el terreno de la energía, que este Sindicato conoce y mucho, todo ha empeorado a partir de las políticas implementada por el presidente Javier Milei.

“Esto se evidencia hoy en lo que ocurre con la decisión del gobierno de no cubrir el déficit operativo de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (Cammesa) -empresa nacional que comercializa la energía generada en todo el país-“, indicaron, y agregaron: “Desde la asunción del nuevo gobierno la firma no pagó los despachos de energía a las generadoras. Esto provocó un quiebre en la cadena de pagos, porque las generadoras no dejan de enviar la energía que luego se distribuye, pero no están recibiendo el pago”.  

Asimismo, denuncian que Cammesa exige a las distribuidoras eléctricas, sean privadas o cooperativas, “el pago de la deuda acumulada en concepto de energía ya comercializada. Esto parece lógico y el Gobierno anterior también estuvo buscando acuerdos que se pudieran afrontar. Pero la nueva administración, como en todas las áreas de su gestión, lo realiza de una forma por demás ‘leonina’, asfixiando a las cooperativas prestadoras del servicio y poniendo en riesgo su continuidad”, señalaron.

“Curiosamente, no actúan del mismo modo con las Empresas Edenor y Edesur, quienes concentran el 40% de la deuda total con Cammesa, dijeron, y añadieron: “Queda claro que quienes siempre sacan provecho del Estado son los grandes capitales, en desmedro del sistema cooperativo y del pueblo trabajador”.

En ese sentido, desde Luz y Fuerza aseguraron que la “única solución” del gobierno nacional “se impone sobre los usuarios un tarifazo sin anestesia, trasladando el costo de la tarifa pura de electricidad sin ningún tipo de gradualidad”.

Sin embargo, sostuvieron que “producto del descubrimiento de los yacimientos en Vaca Muerta tenemos una ventana en la explotación del gas de 60 años mínimamente, por lo que existe la posibilidad de introducir al sistema energético combustible económico para la generación eléctrica en general y provisión de este insumo en abundancia para todo el país”.

En esa línea, remarcaron que “lamentablemente este gobierno va en el sentido contrario”, ya que intenta privatizar YPF y “entrega las áreas de explotación petrolera y gasífera a capitales privados, con el único objetivo de exportar los recursos naturales de los argentinos”.

Desde Luz y Fuerza, manifestaron que estas medidas se traducen en pérdida de soberanía, altísimas tarifas de los servicios públicos, “y la transferencia directa desde nuestros bolsillos al injusto pago de la deuda externa y la consabida fuga de capitales en manos de los de siempre”.

“Este Sindicato no está dispuesto a ver pasivamente este descalabro económico y social en torno a la energía que lleva a cabo el Gobierno de Milei”, indicaron, y sumaron: “Fieles a nuestra historia de lucha, vamos a enfrentar estas políticas de entrega y sumisión del sistema eléctrico, e invitamos a la sociedad a no resignarse ante estos cambios que plantean como inevitables y a manifestarse públicamente de todas las formas posibles”.

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Siemens lanzó Electrification X para transformar la infraestructura de electrificación

Siemens presentó Electrification X, una oferta que apunta a transformar la infraestructura de electrificación; la cual hace parte del portfolio de SaaS e IoT de Siemens Xcelerator.

Building X, la plataforma de edificación escalable y digital, fue la oferta inaugural presentada en 2022 como parte de Siemens Xcelerator. Posteriormente, Gridscale X, el software avanzado de gestión de redes de Siemens, fue anunciado en febrero de 2024. Con el lanzamiento de Electrification X, se completa el trío de soluciones que la unidad de negocios Smart Infraestructure y se reafirma el compromiso de la compañía con la tecnología innovadora, escalable, flexible e interoperable en el sector eléctrico.

“Electrification X llega para dar un paso adelante, ya que se basa en servicios en la nube altamente escalables, permite gestionar, optimizar y automatizar la infraestructura de electrificación de clientes comerciales, industriales y, por supuesto, de servicios públicos; mejorando la eficiencia energética, reduciendo costos operativos, de emisiones de CO2 y dándole mayor rendimiento y dinamismo a los equipos especializados que interactúan con la plataforma” mencionó, Nicolás Bin, Country Head for Smart Infrastructure de Siemens para Argentina y Uruguay.  

Al combinar el mundo real con el digital, estas aplicaciones ayudarán a los generadores de energía renovable, a los operadores de sistemas de transmisión (TSOs), a los operadores de sistemas de distribución (DSOs), a las industrias y a los clientes de infraestructura a mejorar la productividad, la confiabilidad, la utilización de activos, la eficiencia energética y la innovación sostenible, precisaron desde la compañía.

Nicolás Bin

La iniciativa

Para Siemens, la visión de un mundo más sostenible se apoya en diferentes pilares, uno de ellos es promover y facilidad la electrificación de todos los servicios e industrias. Por ello, la digitalización es clave para lograr que esa misión se concretice. Con Electrification X dentro del portfolio de Siemens Xcelerator, las compañías, de cualquier tamaño, podrán iniciar fácilmente el proceso de digitalización de su infraestructura eléctrica de una forma más rápida, resiliente, controlable y escalable.  

Como parte de Siemens Xcelerator, nuestra plataforma de negocios digitales abierta que busca acelerar la transformación digital y la creación de valor, el software Electrification X se integra perfectamente en esa oferta, ya que fue diseñado para estar disponible como servicio y con el más alto nivel de ciberseguridad” agregó Nicolás Bin, Country Head for Smart Infrastructure de Siemens para Argentina y Uruguay. 

En su lanzamiento, la oferta de Electrification X comprende los siguientes servicios:

Gestión de carga

Gestión de fallas en redes

Gestión de activos

Gestión de energía sostenible

OT Companion

, Redaccion EconoJournal

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Tras detener su salida de la Argentina, el CEO de Petrobras se reunión con Figueroa y manifestó interés en invertir en Vaca Muerta

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, mantuvo en Houston un encuentro con las máximas autoridades de Petrobras en el que dialogaron sobre las potencialidades vinculadas al desarrollo de Vaca Muerta. El CEO de la petrolera brasileña, Jean Paul Prates, y el responsable de Exploración y Producción de la compañía, Joelson Mendes, expresaron la intención de Petrobras de invertir en la cuenca Neuquina. Durante el encuentro Figueroa enfatizó cuáles son los proyectos que podrían llevar el gas neuquino al Brasil.

De gira por los Estados Unidos, el gobernador neuquino expuso ante los directivos las potencialidades de Vaca Muerta y la proyección que tiene la provincia de triplicar y duplicar la producción de petróleo y gas en 2028 y 2030. Agregó que para ello son necesarias inversiones promedio de US$ 12.000 millones por año.

Figueroa también informó que proyectan transportar unos 34 millones de m3/d de gas desde la provincia a Brasil: serían 19 millones a San Pablo, a través de Bolivia, y otros 15 millones a Rio Grande do Sul, por Uruguayana.

Los directivos de Petrobras le manifestaron al gobernador el interés de la petrolera en invertir en Vaca Muerta, según la información difundida desde la gobernación. En septiembre del año pasado, Petrobras canceló el proceso de desinversión de algunos activos considerados estratégicos, entre los que figuraba Petrobras Operaciones S.A., la filial de la compañía en la Argentina, que cuenta con una participación en el yacimiento Río Neuquén, un área con un potencial significativo sobre la formación neuquina de petróleo y gas no convencionales.

Jean Paul Prates (Petrobras), Rolando Figueroa (Neuquén) y Joelson Mendes (Petrobras).

Barril Net Zero

El gobernador también subrayó la importancia que desde el gobierno neuquino se le da al respeto del ambiente y remarcó que “la rentabilidad económica, la sustentabilidad social y el cuidado del ambiente tienen que ir de la mano”. En ese sentido, remarcó que la producción de Vaca Muerta tiene una baja intensidad en carbono y que el objetivo es producir gas y petróleo Net Zero.

Para lograrlo destacó la incorporación de soluciones para reducir venteos de gas y enumeró las colaboraciones con empresas para electrificar las operaciones, realizar captura y almacenamiento de carbono y soluciones basadas en la naturaleza con captura de CO2 en bosques neuquinos. «Ya estamos realizando las primeras experiencias en la cordillera para poder realizar los estudios y lograr la certificación que nosotros pretendemos”, añadió.

, Nicolás Deza

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Genneia neutraliza huella de carbono de Aledebarán Resources en San Juan

Genneia, compañía líder de energías renovables en el país, acompaña a Aldebaran Resources Inc., empresa especializada en exploración mineral, en la compensación de sus emisiones generadas en Argentina a través de la entrega de 848 Certificados de Unidades de Carbono Verificadas (VCU´s).

La certificación y emisión de créditos de carbono son un mecanismo internacional de descontaminación, que tienen el objetivo de reducir y/o remover las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Fueron establecidos en el año 2005 en el Protocolo de Kyoto, como uno de los tres puntos clave para disminuir los niveles de emisión de GEI, y actualmente promovidos por el Acuerdo de París (2016) y reafirmadas anualmente en las Conferencias de las Partes (COP) sobre el Cambio Climático.

Los certificados fueron adquiridos con el propósito de compensar la huella de carbono generada por dos centros de operaciones de Aldebaran Resources Inc. En referencia a las oficinas centrales ubicadas en San Juan Capital, se logró neutralizar las emisiones correspondientes a los alcances 1 y 2, calculadas para el año 2021. Esto implica la descarbonización tanto de las emisiones directas resultantes de las operaciones como de las emisiones indirectas vinculadas al consumo de electricidad.

Adicionalmente, se compensaron las emisiones del alcance 1 generadas durante el año 2021 para el Proyecto Altar-Río Cenicero, situado a 170 km al oeste de la Localidad de Barreal en el Departamento Calingasta, provincia de San Juan.

“Estamos orgullosos del trabajo realizado junto a Aldebaran Resources Inc. en el proceso de compensación de la huella de carbono de sus operaciones y del gran proyecto que llevan adelante en San Juan. Desde Genneia, continuamos reforzando nuestro enorme compromiso que apunta a descarbonizar la industria, promoviendo así la lucha contra el cambio climático.”, expresó Gustavo Anbinder, Director de Negocios & Desarrollo de Genneia.

Esta iniciativa desarrollada por la empresa busca, no sólo perfeccionar sus proyectos, asegurando el triple impacto de todos sus procesos, sino también estimular a cada industria a que pueda reducir y compensar sus emisiones de gases contaminantes a la atmósfera acompañando a potenciar la transición energética.

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Vista Energy incorporará un nuevo equipo de perforación en Vaca Muerta

Vista y Nabors anunciaron este lunes la firma oficial del contrato mediante el cual se incorporará un tercer equipo de perforación para acelerar desarrollo de las áreas que Vista opera en Vaca Muerta.

Según informaron, la firma se realizó en las oficinas de Nabors en la ciudad de Houston y participaron Juan Garoby, Cofundador y COO de Vista; Pablo Vera Pinto, Cofundador y CFO de Vista;  Anthony Petrello, presidente del Consejo de Administración, presidente y CEO de Nabors; y William Restrepo, CFO de Nabors.

Juan Garoby, COO de Vista, aseveró: «La incorporación de un tercer equipo de perforación nos dará la flexibilidad necesaria para acelerar nuestro plan de inversiones en Vaca Muerta. Prevemos poner en producción entre cuatro y ocho pozos adicionales, complementando los 46 anunciados previamente para fin de año”.

Asimismo, expresó: “Nos llena de satisfacción llevar a cabo este proyecto en colaboración con Nabors, lo que representa una extensión significativa de una relación estratégica que se remonta a los primeros días de Vista, bajo nuestro programa One Team”.

Anthony Petrello, presidente del Consejo de Administración, presidente y CEO de Nabors, afirmó: “Al expandir nuestra relación con Vista y desplegar tecnología avanzada, estamos mejorando la excelencia operativa mientras aumentamos nuestro compromiso con una región que consideramos un recurso de clase mundial. Queremos agradecer al equipo de Vista por su liderazgo y adopción temprana de tecnología, lo que establece un alto estándar para el avance y el rendimiento en Argentina”.

El equipo

El equipo Nabors, al igual que los equipos ya en operación con Vista, es de alta especificación y cuenta con tecnología de vanguardia, precisaron desde la compañía. Está programado para iniciar operaciones en la segunda mitad de 2024. “En consonancia con el plan de Vista para reducir la huella de carbono en sus operaciones en Vaca Muerta, tiene el potencial de ser electrificado”, destacaron.

Desde Vista precisaron: “Es importante resaltar que la compañía ya ha electrificado el primer equipo de perforación de Vaca Muerta (Nabors F-24) alimentado completamente con energía renovable”.

, Redaccion EconoJournal

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Neuquén: Interés de Petrobras en invertir en Vaca Muerta

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, se reunió en Houston con el presidente de Petrobras, Jean Paul Prates, y con el responsable de Exploración y Producción de esa compañía, Joelson Mendes, con quienes dialogó acerca de las necesidades hidrocarburíferas de Brasil y las potencialidades productoras de Vaca Muerta. Los directivos brasileños expresaron la intención de Petrobras de invertir en la Cuenca Neuquina, se comunicó.

Figueroa expuso las potencialidades de Vaca Muerta y la proyección que tiene la provincia de triplicar y duplicar la producción de petróleo y de gas, respectivamente, en 2028 y 2030. Explicó que para ello son necesarias inversiones promedio de 12 mil millones de dólares al año.

Figueroa informó que proyectan transportar unos 34 millones de metros cúbicos diarios de gas desde la provincia a Brasil. Serían 19 millones a San Pablo, a través de Bolivia; y otros 15 millones a Rio Grande do Sul, por Uruguayana, se indicó.

El gobernador destacó que hoy la producción de Vaca Muerta tiene baja intensidad en carbono, y el objetivo es producir gas y petróleo NET ZERO. Para eso es necesario incorporar soluciones para reducir venteos, “y también estamos trabajando con varias empresas para electrificar operaciones, realizar captura y almacenamiento de carbono, y en soluciones basadas en la naturaleza con captura de CO2 en bosques neuquinos”, señaló.

En el encuentro con los representantes de Petrobras el gobernador destacó la relevancia que desde el gobierno provincial se le da al respeto del ambiente y remarcó que “la rentabilidad económica, la sustentabilidad social y el cuidado del ambiente tienen que ir de la mano”.

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Neuquén: Figueroa impulsa ley para que Pymes produzcan en áreas convencionales

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, anunció en Houston que en los próximos días enviará un proyecto de ley a la Legislatura para implementar un régimen provincial de inversiones para promover la participación de Pymes neuquinas, por caso, “en la licitación de las distintas áreas convencionales o de yacimientos maduros de los que se quiere desprender YPF”.

“Vamos a brindarles a las pymes neuquinas una rebaja de regalías para que puedan presentarse en forma mucho más competitiva en las diferentes UTE”, indicó el mandatario neuquino durante una exposición que brindó en la Pre-OTC (Offshore Technology Conference) realizada en la sede del Club del Petróleo en Houston, Estados Unidos.

“Estamos convencidos que el tercer y cuarto anillo de la producción hidrocarburífera necesitan ayuda, apalancamiento financiero, la aplicación de conocimiento de tecnología. Estamos dispuestos a financiarlo para que podamos mejorar en el trabajo y poder ser entre todos un equipo”, señaló.

Figueroa recalcó que en cada uno de los proyectos en ejecución y los próximos a iniciar “no se puede dejar de lado la cuestión ambiental”. “Somos muy firmes en nuestra decisión de hacer respetar el ambiente. La rentabilidad económica, la sustentabilidad social y el cuidado del ambiente tienen que ir de la mano”, remarcó.

El gobernador describió que “existe en nuestra cuenca una capacidad potencial de triplicar y duplicar la producción neuquina de petróleo y de gas en 2028 y 2030, y queremos que (las pymes)sean parte de este proceso”.

Y explicó que en la provincia se están produciendo actualmente 410.000 barriles por día de petróleo, y que se proyecta “una capacidad total en el 2028 de 1.200.000 barriles día”. “El oleoducto a Chile puede colocar 115.000 barriles día; ya en el 2025 pensamos terminar el Plan Duplicar+, que nos llevaría a otros 315.000 barriles por día; y el oleoducto Vaca Muerta Sur va permitir exportar desde la provincia de Río Negro alrededor de 360.000 barriles día”, detalló.

Figueroa indicó que en el caso del gas se está trabajando específicamente para abastecer todo el mercado interno. En materia de transporte de gas dijo que a los 100 millones de metros cúbicos diarios del mercado interno y exportaciones actual se le adicionan otros 90 millones de metros cúbicos, incluyendo modificaciones en el GPNK y lo destinado al mercado regional de Brasil y Chile.

Acerca de la producción de GNL consideró que “vamos a estar próximamente anunciando los nuevos pasos que van a dar distintas empresas”, y añadió que “estamos viendo con muy buenos ojos la posibilidad de salir (exportación) por la provincia de Río Negro con la construcción de un puerto específico que tiene licencia ambiental y social”.

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La suba de la tarifa media del gas trepa hasta el 1140% para comercios y pequeñas industrias

La fuerte suba de las tarifas de gas residenciales acaparó la atención durante las últimas semanas, dejando en un segundo plano al incremento que deberán comenzar a afrontar comercios e industrias, el cual es sustancialmente mayor. La consultora Economía & Energía estimó que el aumento de la tarifa media nacional para esos usuarios osciló entre 318% y 1140%, según la categoría de consumo.

En un contexto de caída brusca de la demanda por la recesión económica, la suba de costos que provocarán las tarifas dejará contra las cuerdas a numerosas empresas. El presidente de la Federación de Almaceneros de la provincia de Buenos Aires, Fernando Savore, manifestó su preocupación por el impacto que viene provocando en los comercios la suba de la tarifa de la luz y anticipó que cuando lleguen las boletas del gas muchos no van a poder mantenerse a flote y deberán cerrar sus puertas.

Lo mismo afirmó el presidente del Centro de Panaderos de Merlo, Martín Pinto. “Una panadería que pagaba $150.000 de luz, en abril le llegó $370.000. Todavía falta que lleguen las boletas de gas. Con este ajuste, lamentablemente varios de los panaderos de la provincia de Buenos Aires estamos pensando en cerrar nuestras persianas”, señaló. 

El impacto por categoría

Los usuarios SGP 1 son aquellos comercios y pequeñas industrias que consumen hasta 12.000 m3 anuales. Es equiparable con un usuario residencial. En base a los consumos medios y los cuadros tarifarios de cada distribuidora y subzona, Economía & Energía estimó que la tarifa media nacional pasó de $1554 a $19.272 por mes, un 1140%. Y debería haber llegado a 1279% en mayo si el ministro de Economía, Luis Caputo, no hubiese frenado la segunda tanta de aumentos.

En pesos constantes, deflactadas por el IPC Nacional del Indec y tomando una inflación estimada de 10,8% en abril, la suba real interanual en abril fue de 237%.

El incremento del Valor Agregado de Distribución (VAD) para los usuarios del servicio general es muy superior al de los usuarios residenciales, promediando el 1400% para los SGP1. Debido a ello, el VAD, que venía teniendo una incidencia en la tarifa del 48%, pasó a representar el 59% de la tarifa final, siendo el precio del gas apenas un 13%, el transporte un 4% y los distintos impuestos el 24% restante. Esa incidencia está calculada sobre el consumo medio de la categoría.

Para los usuarios SGP1 de Camuzzi Gas del Sur, en la Patagonia, la suba llega al 1337% porque hasta ahora pagaba un precio del gas inferior al del resto de las distribuidoras, pero a partir de abril todos los valores se alinearon.

El precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) para los usuarios SGP 1 y SGP2 era de 1,4 dólares por millón de BTU en mayo del año pasado, bajó a 0,4 dólares en marzo de este año por la combinación de congelamiento tarifario y suba del dólar y a partir de abril se disparó a 2,9 dólares.

Los que consumen más de 12.000 m3 anuales y hasta 108.000 m3 forma parte de la categoría SGP 2. Dentro de ese segmento, la tarifa media nacional pasó de $6690 a $60.172, un 799% más. A precios constantes, deflactada la inflación, el aumento real es del 145%. En el caso de Camuzzi Gas del Sur el incremento trepa al 1156% y estaba previsto que llegara en mayo al 1673%, aunque eso por ahora quedó sin efecto.

En porcentaje el impacto es menor en el caso de los SGP 3, que consumen más de 108.000 m3 anuales. En ese caso, la tarifa media nacional aumentó de $104.947 a $483.319, un 318%. En términos reales, en cambio, la mejora interanual fue de apenas un 14%.

Eso es porque ya venían pagando un precio del gas sustancialmente más alto. En mayo del año pasado el valor era de 3,6 dólares por millón de BTU. En marzo de este año había caído a 1 dólar por millón de BTU y desde abril trepó a 2,9 dólares.

, Redaccion EconoJournal

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“Argentina tiene el desafío de crecer 40 años seguidos”

En medio de una etapa de transición económica, hizo referencia a la necesidad de llevar adelante una serie de cambios estructurales en todo el país. Además, mencionó la posibilidad de implementar nuevas reformas y recalcó el interés que despiertan, principalmente, los sectores de Vaca Muerta y Oil & Gas en los inversores extranjeros. “Compartimos la entrevista a Fernando Marengo”. ¿Qué fortalezas identificás en el esquema económico del presidente Javier Milei? Hay fortalezas exógenas y otras que son propias del modelo. Dentro de las primeras, este año ha sido de la cosecha agropecuaria promedio. Cualquiera fuera el presidente, iba a tocar […]

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Firmaron el acuerdo para la ampliación del gasoducto cordillerano

Beneficiará a unos 12.000 hogares, hospitales y escuelas, en 25 localidades de Neuquén, Río Negro y Chubut. La obra permitirá incrementar la capacidad de transporte en 300.000 metros cúbicos diarios. Este viernes se llevó adelante la firma del convenio marco entre las provincias del Neuquén, Río Negro y Chubut, la secretaría de Energía de la Nación y diversos entes nacionales, para la ampliación del gasoducto cordillerano. Las obras permitirán incrementar el transporte del actual ducto de 1.200.000 metros cúbicos a 1.500.000 metros cúbicos diarios. El acuerdo fue alcanzado por los gobernadores de Neuquén, Rolando Figueroa, Río Negro, Alberto Weretilneck, y […]

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María de los Angeles Roveda: “Pampetrol juega un rol estratégico”

La presidenta de la empresa Pampetrol Sapem, aseguró que la petrolera estatal tiene un “rol estratégico” para que La Pampa “pueda producir su propia energía” y resaltó la intervención provincial “en el mercado petrolero para aprovechar mejor los recursos”, tras inaugurar el primer Parque Fotovoltaico en Victorica. “Hay una concreta intervención del Estado provincial en el mercado petrolero que le permite decidir el mejor aprovechamiento del recurso y obtener una mayor renta y con ese mismo criterio vamos a pensar con los recursos renovables, que es energía limpia, e insertarnos en la agenda energética mundial”, dijo Roveda en Radio Noticias. […]

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La región de ‘’Vaca Muerta’’ como ancla al mundo

Como señala en sus diferentes ediciones el Boletín del Comité sobre las Provincias en el Plano Internacional, elaborado por el Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales, que tiene como objetivo recopilar la actividad internacional de las provincias argentinas y de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, claramente asistimos a un aumento de los vínculos internacionales entre provincias y cámaras empresariales locales con embajadores de potencias económicas globales como la Unión Europea, China y los Estados Unidos de Norteamérica. Puntualmente, en el caso de la provincia del Neuquén, el aumento está enfocado en la importancia del activo energético “Vaca Muerta”. Para […]

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Vaca Muerta: Crece el interés en la exploración polémica de arenas silíceas en Neuquén

Las arenas silíceas son un insumo clave para permitir el flujo de petróleo y gas desde las fracturas en Vaca Muerta, y las que se usan llegan de Entre Ríos, Chubut y Río Negro. Pero ahora, Neuquén apuesta a obtenerlas en la provincia, desde donde afirman que ya hay 104 solicitudes mineras para el negocio. Con el fin de optimizar los costos de producción de los pozos gasíferos y petroleros, el gobierno de la provincia de Neuquén, por medio de la Dirección Provincial de Minería y las empresas operadoras de hidrocarburos en reservorios no convencionales, contemplan consolidar la producción y […]

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El shale oil ya representa más del 51% de la producción de crudo en Argentina

Los mayores crecimientos de productividad en términos absolutos se registraron en las áreas Bandurria Sur, Loma Campana, Coirón Amargo Sur Oeste, Bajada del Palo y La Amarga Chica. En el mes de marzo se registraron 30 nuevos pozos de shale oil, ubicándose como el mes con mayor nivel de actividad en la historia de Vaca Muerta. La producción hidrocarburífera presentó una tendencia expansiva a lo largo de los últimos años, proceso que se tradujo en una recuperación progresiva de los volúmenes exportados. El crecimiento del no convencional fue determinante en este proceso. Según el informe de la consultora Economía & […]

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Qué es y cómo funciona el «circuito petroca» de Vaca Muerta

Neuquén pavimentará 100 kilómetros de rutas de Vaca Muerta. Algunas nuevas y otras pendientes de Nación. Acudirá al mercado de capitales y «offtakers». El gobierno provincial va a priorizar el avance del desarrollo de infraestructura de Vaca Muerta, en un punto clave, que hizo llamar el “circuito pertoca”, que es un plan de obras proyectadas y para finalizar, en los alrededores de la zona de extracción de gas y petróleo en la provincia de Neuquén. El gobierno pretende gestionar fondos para pavimentar unos 100 kilómetros de rutas petroleras, y realizar mediciones en ocho puntos con peajes sin cabina, de manera […]

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