Comercialización Profesional de Energía

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Informacion y analisis del mercado energetico por especialistas.

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Vaca Muerta: En Neuquén impulsó exportaciones por u$s 426 millones entre petróleo y gas

En 11 meses del año pasado la provincia exportó más de 6 millones de barriles de petróleo y 210 MMm3 por los gasoductos GasAndes y Pacífico desde Neuquén a Chile. La provincia acumula un valor superior a los u$s400 millones, a los que hay que agregarles unos u$s26 millones por venta de gas al vecino país trasandino. Los envíos representan un 9% de la producción total de crudo de la provincia, sin contar las exportaciones de diciembre. Solo en noviembre se vendieron al exterior más de 480.000 barriles de petróleo. La subsecretaría de Energía, Minería e Hidrocarburos neuquina afirmó que […]

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Vista obtiene su producción más alta desde que empezó en Argentina en diciembre del 2021

Está afirmada como la tercera operadora de la Argentina detrás de YPF y Pan American Energy (PAE). Además es el segundo operador de shale oil del país y planea invertir u$s2.300 millones en los próximos cinco años. La industria del sector petrolero a nivel nacional sigue batiendo sus propios records y es así que Vista, la compañía manejada por Miguel Galuccio, alcanzó en diciembre una producción total de hidrocarburos de 42.167 boe/d y una producción de petróleo de 33.724 bbl/d. Adicionalmente desde que empezó sus operaciones, la empresa registró una reducción de su lifting cost en un 46% y una […]

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La Rioja: Quintela se reuniría con el Presidente en San Juan

Participarán también de los gobernadores de las provincias, San Juan, Río Negro, Neuquén y Mendoza. El Parque Eólico Arauco se posiciona como uno de los más importantes del país. Los principales medios de comunicación de la provincia de San Juan indicaban este fin de semana que en el Gobierno de aquella provincia están preparando la agenda para un encuentro de alto vuelo productivo, institucional y hasta político. La cita está prevista para el próximo viernes en la sede de Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE), en la que se espera la visita del presidente Alberto Fernández, del ministro de Desarrollo […]

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Distribuidoras de gas pidieron subas de tarifas de hasta 119%

Se trata de los pedidos presentados por las empresas para el segmento de distribución de gas, que tendrían un impacto en las tarifas finales de los usuarios del 35%. El gobierno quiere que suba un 20%. Las empresas distribuidoras de gas natural por redes elevaron pedidos de actualización tarifaria de hasta el 35% para la revisión tarifaria que se realizará en la Audiencia Pública convocada para el 19 de enero próximo, por encima de la pauta del 20% prevista por el Gobierno nacional. La instancia convocada por el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) permitirá revisar los cuadros tarifarios vigentes […]

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UE retrasa plazo de normas de inversión ecológica para la energía nuclear y el gas

La Comisión Europea dijo el lunes que retrasó hasta finales de este mes el plazo para que expertos den su opinión sobre los polémicos planes destinados a permitir que algunos proyectos de gas natural y energía nuclear sean calificados como inversiones de carácter sostenible. La Comisión elaboró un plan a finales del año pasado para añadir algunas inversiones en gas y energía nuclear a la “taxonomía” de la Unión Europea, su libro de normas para definir qué inversiones pueden etiquetarse como respetuosas con el clima en la UE. Bruselas dijo el lunes que sus asesores expertos tendrán hasta el 21 […]

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PETROPERÚ solicita investigar exceso de consultorías realizadas en los últimos tres años

En el marco de su política de transparencia y lucha anticorrupción, PETROPERÚ ha solicitado a la Contraloría General de la República a través de su Oficina de Control Institucional, la investigación de 371 consultorías y asesorías contratadas entre el 2018 y junio de 2021, las mismas que en su conjunto suman un valor de S/. 94’281,493.93. El objetivo de esta solicitud es comprobar la necesidad y la pertinencia de estos servicios, así como su correcto proceso de selección, lo que permitirá implementar mejoras en la gestión de contrataciones de la empresa, y establecer las responsabilidades correspondientes, de ser el caso. […]

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H2 Perú propondrá una normativa del hidrógeno durante el primer trimestre del año

Latinoamérica avanza en la producción e implementación del hidrógeno verde dentro de su matriz energética, ya sea con proyectos pilotos, estrategias nacionales o normativas nacionales y regionales. Y es por ello que desde Perú harán fuerzas para seguir este camino y no quedar al margen con el vector generado a partir de fuentes renovables.

Daniel Cámac, presidente de la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú), conversó con Energía Estratégica y aseguró que “la principal meta de H2 Perú para este año es efectivamente proponer la Estrategia Nacional y la Hoja de Ruta para el Hidrógeno”, trabajo que se inició el año pasado con la labor activa de los asociados a través del Comité de Estrategia y Regulación. 

“A la fecha ya tenemos un avance importante de una propuesta normativa. La misma que será alcanzada a las autoridades durante este primer trimestre para su análisis y posterior aprobación”, reconoció.

El especialista consideró que, ante la oportunidad de diversificar la economía para el país, es necesario avanzar con “mayor rapidez” para unificar esfuerzos con las autoridades y diversos actores del sector energético. 

“Esperamos que este año se pueda tener el proyecto de ley y hoja de ruta aprobados por el Congreso y los Ministerios de Energía y Minas y del Ambiente”. 

“Asimismo, que esta decisión en conjunto nos permita establecer alianzas con instituciones internacionales y canalizar fondos para desarrollar estudios y proyectos que faciliten un mejor entendimiento de nuestra realidad y proactividad hacia la aplicación del hidrógeno verde”, expresó.

Y cabe recordar que H2 Perú, en conjunto con Engie Impact, ya realizó el primer diagnóstico sobre el potencial del H2V en el país, con proyecciones a 2030, 2040 y 2050. Documento que señaló que se podrían alcanzar 9 GW de electrolizadores y 15 GW renovables al último año mencionado. 

Es por ello que, según mencionó Cámac, la Asociación posee el interés de trabajar uno o más proyectos con el apoyo de empresas asociadas, de las cuales 22 son líderes en sus industrias a nivel local e internacional.

“Así como también, en materia de educación, desarrollar y posicionar una capacitación local a través de un diplomado de hidrógeno verde con una universidad de prestigio”, agregó.

H2 Perú también es participante de la alianza regional LAC Green Hydrogen Action, formalizada en la pasada COP26 con la firma asegurada de otras entidades de Chile, Colombia y México, además del Ministerio de Ministerio de Ambiente y Energía de Costa Rica.

“Y para el 2022 se ha previsto desarrollar un plan de acción que comprende actividades como el desarrollo de planes nacionales, la adopción de un sistema de certificación, la búsqueda de una financiación temprana para desarrollar proyectos y preparar una metodología para obtener una licencia social para operar”, concluyó el entrevistado.

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Generadores piden claridad sobre la figura del comercializador que evalúa incorporar Panamá

Se instala con cada vez más fuerza la idea de incorporar la figura de un comercializador independiente en Panamá. Este ya se encuentra expreso en la Estrategia Nacional de Generación Distribuida (ENGED) aprobada este mes por el Consejo de Gabinete.

En aquel documento, se argumenta que “la implementación de la comercialización independiente podría generar efectos positivos para el desarrollo del sector eléctrico”. Esta apreciación es compartida por otros actores del mercado.

“Vemos bien que se abra este servicio para que puedan participar y competir muchos otros actores”, declaró Ramiro Troitiño, presidente de la Cámara Panameña de Generadores Hidroeléctricos (CAPAGEH).

Y es que el comercializador podría hacer negocios con proyectos de gran escala impulsando contratos entre grandes clientes y generadores. Así como tendrían también eventualmente la posibilidad de compra de excedentes a instalaciones de generación distribuida en el mercado eléctrico de Panamá.

De allí que se cree que el comercializador permitirá dinamizar el mercado mayorista y crear un mercado minorista.

En el caso particular de la generación distribuida, la ENGED plantea la posibilidad de la comercialización de los excedentes en el mercado eléctrico de tres formas: directa, del prosumidor a la distribuidora, o a través de un comercializador.

Por el lado de los grandes proyectos, la línea de acción del ENGED prevé que se desarrollará en un marco más amplio de modernización del sector eléctrico que se complemente y coordine con las acciones a implementar en la Estrategia de Innovación del Sistema Integrado Nacional(SIN). Con lo cual aún hay medidas por debatirse antes de su autorización a participar del mercado.

Por ahora, hasta que se le dé lugar al comercializador, la Ley Eléctrica 6 establece que el servicio público de comercializar la energía eléctrica está reservado para las empresas distribuidoras. Hasta la fecha las distribuidoras son solo tres empresas. Esto ha ocasionado malestar en el mercado, por lo que no es la primera vez que se ha buscado modificar la legislación.

“En el gobierno anterior se intentó modificar la ley para introducir algunos cambios, entre ellos la figura del comercializador, pero no contó con el apoyo político en su momento para llevarla a cabo. Aunque era una propuesta con alcance limitado, tuvo la fuerte oposición de las Distribuidoras actuales al considerar que devaluaban las concesiones obtenidas en su contratación”, indicó Ramiro Troitiño, presidente de la CAPAGEH.

Ahora, con aparente voluntad política, se espera que el comercializador independiente se pueda abrir paso en el mercado este año. Y de allí que los generadores insistan en conocer la propuesta detallada del gobierno actual sobre lo que serán las reglas del juego para este nuevo actor.

Entre los actores con trayectoria en el mercado eléctrico panameño, Troitiño señala que requieren mayor claridad sobre cómo el gobierno enmarcará a los comercializadores con el sólo objetivo de advertir a tiempo si los cambios pueden o no traer aparejado problemáticas adicionales:
“El comercializador podría dinamizar nuestro mercado eléctrico, pero la legislación a establecer debe impedir que al acabar con los monopolios de los Distribuidores no quedemos con oligopolios de los Comercializadores”.

“Ya hemos visto cómo una legislación débil o confusa ha permitido que el actual Mercado de Contratos haya quedado acaparado por agentes generadores que conforman un mismo grupo económico”.

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Se dispara el precio de energía en Colombia pero prevén bajas en el corto y mediano plazo

En las últimas dos semanas se ha experimentado un incremento significativo en el precio promedio de bolsa de energía. En el mes de noviembre dicho referente cerró en promedio a 105,2 $/kWh, mientras que desde el 14 de diciembre ha rondado niveles superiores a los 300 $/kWh y en promedio a 491,1 $/kWh (casi 5 veces superiores al promedio del mes de noviembre).

“Este hecho es particularmente preocupante debido a que alrededor del 20% de la demanda regulada y 10% de la demanda no regulada se encuentra expuesta a los precios de bolsa”, advierten desde Óptima Consultores.

En un informe ejecutivo que realizó la firma para sus clientes el pasado 29 de diciembre, explican que este salto en los precios se debió a, principalmente, la disponibilidad hídrica. Pero advierten que esta no es la única causa, sino también al comportamiento de los actores del mercado.

Desde la consultora indican que “el nivel de las reservas hídricas en diciembre de 2021 ha sido uno de los más altos de toda la historia debido a las altas precipitaciones que ha traído el fenómeno de La Niña y la disponibilidad hídrica declarada ha aumentado en los últimos días”.

Sin embargo, “los aportes se han reducido en las últimas dos semanas; aunque no han llegado a niveles como los presenciados en enero y febrero de 2021 (periodo en el cual los aportes fueron marcadamente inferiores a los actuales y el precio de bolsa nunca alcanzó niveles cercanos o superiores a los 300 $/kWh)”.

Esto se debió, precisan desde Óptima, a que el 9 de diciembre de 2021 se emitió una alerta por los índices que calculan la “senda de referencia del embalse”, que consiste en un llamado a las centrales hidroeléctricas a almacenar energía en sus embalses.

“Por lo tanto, la única forma de almacenar más energía en los embalses de una planta hidroeléctrica, de no contar con aportes hídricos suficientes que compensen su generación (en aras de conservar su inventario), es dejar de generar a plena capacidad, lo que desencadenó en precios que aumentaron hasta alcanzar un máximo de 579 $/kWh el 21 de diciembre”, concluyen.

No obstante, desde la compañía señalan que “con el anuncio de una temporada de lluvias abundantes para el primer trimestre de 2021 no se espera que la situación de precios altos se mantenga de forma prolongada, bajo el racional de que el aporte compense la velocidad de desembalse del sistema”.

Otras causas

Por otra parte, señalan que “la baja competitividad actual, en términos de costos de generación de las plantas térmicas, ha ampliado el margen de precios de oferta en los cuales puede moverse la tecnología hidráulica sin ver afectada su despachabilidad”.

Es decir, las hidroeléctricas pueden aumentar sus precios hasta cierto grado sin que las plantas térmicas alcancen a entrar en el despacho.

Fuente: Óptima Consultores

Otro hecho que puede explicar el aumento en los precios por parte de los agentes con portafolio hidroeléctrico puede estar dado por la incertidumbre en términos de la confiabilidad del sistema para el periodo de 2022.

“Esta preocupación radica en que las asignaciones de Obligaciones de Energía en Firme (OEF) para el periodo de 2022 equivalen a 217,06 GWh-día. Si a estas asignaciones sustraemos las asignadas a Hidroituango (dado que la probabilidad de que Ituango honre sus OEF con energía propia para este periodo es baja), el resultado es 207,52 GWh-día”, indican desde Óptima.

Y agregan: “Por otro lado, la proyección de demanda en el escenario alto de la UPME está alrededor de los 213,31 GWh-día (este escenario ha estado siendo alcanzado en los últimos meses dada la reactivación económica post-covid del país). Por lo tanto, estamos ante un déficit de confiabilidad del sistema de aproximadamente 3% en tanto en este periodo no entrará ninguna planta nueva con OEF asignadas”.

“Esta situación explicaría en alguna medida el comportamiento de los agentes que, ante la preocupación de honrar sus OEF para garantizar la confiabilidad del sistema, prefieren ser conservadores en el despacho para administrar sus embales y esto lo hacen subiendo los precios de oferta procurando no salir despechados. Esto bajo el entendido que, en efecto, el incremento de precios redunde en una material reducción de la generación hídrica, que como comentamos anteriormente, se ha presentado, pero en proporciones muy inferiores a periodos similares, aun en condiciones hidrológicas mucho menos favorables”, concluyen.

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Con una inversión de $ 32.700 millones, Edesur sostiene que es la distribuidora eléctrica que más invirtió desde 2019

Edesur indicó que la inversión de 32.700 millones de pesos desde el 2019 ubicó a la firma del grupo Enel como la distribuidora que más dinero desembolsó en Argentina. El monto invertido permitió a la empresa mejorar en más del 50% la calidad del servicio eléctrico y anunció recientemente que reforzará sus equipos y sumará nuevas cuadrillas técnicas para sortear la creciente demanda de energía por la ola de calor en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

El Servicio Meteorológico Nacional (SMN) prevé varias jornadas con temperaturas que alcanzarían los 41° en la zona de concesión de la empresa que tiene más de 2,5 millones de clientes en la zona sur de CABA y en 12 Partidos de la Provincia de Buenos Aires. El calor intenso durante los últimos días del 2021 provocó un récord de demanda del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) de 27.019 megavatios (MW) de potencia.

“Con el objetivo de estar preparados para solucionar cualquier posible contingencia que sufra la red eléctrica y a la espera de una demanda extraordinaria, que ya anotó un récord a fin de año y promete superar esos números esta semana, nos adelantamos y colocamos sistemas de generadores Four Packs en distintos puntos estratégicos de Capital Federal y Provincia de Buenos Aires. Asimismo, afianzamos el contacto con nuestros clientes a través de los canales oficiales de atención”, señalaron desde Edesur.

Tips para cuidar la salud y la energía

Usar el aire acondicionado a 24° y limpiar los filtros para que el equipo enfríe mejor.Cerrar las habitaciones a refrigerar. Oscurecer los ambientes y apagar las luces de aquellos lugares que no se usen.Desenchufar aparatos que se encuentren en stand by innecesariamente.Tomar mucho líquido, evitar bebidas azucaradas y alcohol.Vestirse con ropas claras y evitar hacer ejercicio en horario de calor extremo.

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El menor aporte hidroeléctrico al Sistema Interconectado perdurará después del verano

Por Santiago Magrone

.- El Complejo Hidroeléctrico Yacyretá registró en 2021 un caudal afluente medio anual fue 8.500 metros cúbicos por segundo, siendo este valor el tercero más bajo de la serie 1901-2020, después de los años 1944 (7.400 m3 /s) y 1934 (7.900 m3 /s), informó la Entidad Binacional Yacyretá.

Asimismo, la EBY refirió en un informe propio que el caudal promedio para el mes de diciembre último fue de 7.600 m3 /s., y considerando la serie 1901-2020, este valor de caudal fue el undécimo más bajo y representó el 60 % del caudal promedio para el mismo mes (12.700 m3 /s).

El escenario de lluvias escasas, de muy bajo caudal de los ríos de la cuenca, y de fuerte merma en el embalse de Yacyretá perdurará más allá de marzo. En consecuencia el aporte de esta y otras hidroeléctricas al sistema eléctrico argentino seguirá en bajo nivel.

En este orden, cabe señalar que este panorama de sequías se está dando también en la región del Comahue, complicando la producción de las centrales hidroeléctricas patagónicas.

En consecuencia, y más acá de los aportes de la energía nuclear y de las renovables,  se acentuará en los próximos meses el mayor esfuerzo de producción y aporte al Sistema Interconectado Nacional por parte de las usinas generadoras térmicas.

Para garantizar su operación la secretaría de Energía está activando un esquema de provisión de los insumos gas y fuel oil a dichas usinas, con importaciones incluídas,  en un contexto de altos precios internacionales para estos insumos.

Así las cosas,  en lo que resta del verano recién llegado, y en el otoño, será clave el uso racional de la energía a nivel residencial, también para poder abastecer al sector industrial.

El informe de la EBY remarca que “la tendencia de valores de caudales registrados (a la baja) está asociada a la persistente escasez de precipitaciones ocurridas en la cuenca del río Paraná aportante a Yacyretá (del orden del millón de kilómetros cuadrados), donde se observaron anomalías negativas”. Para el período enero-diciembre 2021 los valores de anomalía en la cuenca de aporte a Yacyretá, estuvieron en el rango entre -400/-800mm.

El Servicio Meteorológico Nacional (SMN-AR) prevé para el trimestre enero-febrero-marzo 2022, “mayor probabilidad de ocurrencia de precipitación inferior a la normal  para la porción argentina de la cuenca del Paraná de aporte a Yacyretá”, señala el informe.

Y añade que “de acuerdo con la previsión elaborada por CPTEC-INMET-FUNCEME (Brasil), no se tiene señal climática clara por lo que se prevé igual probabilidad de ocurrencia de precipitación superior, normal o inferior a la normal en la cuenca de aporte a Yacyretá en territorio brasilero”.

Asimismo, se indicó que de acuerdo con el pronóstico de precipitación elaborado por la Dirección de Meteorología e Hidrología (DMH-DINAC), de Paraguay, “se prevén valores inferiores a la normal para la porción paraguaya de la cuenca del Paraná de aporte a Yacyretá”.

Incluso, para el trimestre febrero – marzo- abril 2022,  el informe señala que en la mayor parte de la cuenca la tendencia marca mayor probabilidad de ocurrencia de precipitación inferior a la normal entre 40 a 60 %”.

Otro dato relevante es el estado actual de los embalses aguas arriba de Yacyretá, y es que “el sistema de embalses emplazados en la cuenca del río Paraná, en territorio brasilero, se encuentran con un almacenamiento ponderado próximo al 35 %, puntualizó la EBY.

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Generación Distribuida: Mas potencia instalada y usuarios generadores

En 2021 se incorporaron casi 6MW de potencia instalada a través de 376 nuevos usuarios en 9 provincias que generan energía eléctrica para autoconsumo e inyectan los excedentes a la red. El Régimen de Generación Distribuida ya cuenta con 196 distribuidoras y cooperativas eléctricas inscriptas.

El Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energías Renovables establecido por la Ley 27.424, que opera en el marco de la Secretaría de Energía de la Nación, registró un crecimiento del 111% en la cantidad de Usuarios-Generadores (UG) inscriptos y del 190% en la potencia instalada durante 2021. Este aumento se dio por la incorporación de más de 5.961 kW, que equivalen al 65 % del total de potencia en el Régimen.

A lo largo del año se incorporaron 376 usuarios que generan energía eléctrica para autoconsumo a partir de fuentes renovables e inyectan los excedentes a la red, recibiendo una compensación por ello, los cuales se distribuyen según las siguientes categorías: 436 UG residenciales, 247 UG comerciales, 13 UG organismos oficiales y otros 18 establecimientos. Esta cantidad de UG equivale al 53% del total que están activos en el Régimen.

Respecto a los beneficios promocionales que brinda la Subsecretaría de Energía Eléctrica para la instalación de equipos de generación distribuida, a través de los Certificados de Crédito Fiscal (CCF), en 2021 se asignaron 15 CCF correspondientes a 288 kW, por más de 11 millones de pesos, y se aprobaron más de 100 reservas de CCF por un monto total superior a los 100 millones de pesos.

Desde sus inicios, el Régimen de Generación Distribuida incorporó un total 9.106 kW de potencia instalada a la red eléctrica pública nacional, a través de 741 Usuarios Generadores, energía que equivale a la demanda de aproximadamente 3.900 hogares.

Actualmente, hay 196 distribuidoras y cooperativas eléctricas inscriptas en el Régimen de Generación Distribuida, mientras que 14 provincias están adheridas a los beneficios promocionales previstos por la Ley.

En noviembre de 2021 se dio el hito de mayor incremento mensual, con la incorporación de 1.277 kW de capacidad instalada por medio de 43 nuevos UG en las provincias de Córdoba, Buenos Aires, San Juan, La Pampa, Mendoza, Río Negro y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. 

La jurisdicción que cuenta actualmente con mayor potencia instalada es la Provincia de Córdoba, con 5.219 kW y 394 UG; el segundo lugar lo ocupa la Provincia de Buenos Aires, con 1.172 kW y 193 UG. En menor proporción, les siguen la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y las provincias de Mendoza, San Juan, Chaco, La Pampa, Chubut y Río Negro.

Para conocer el proceso de solicitud del Certificado de Usuario Generador y los requisitos para la solicitud del Crédito Fiscal, así como cualquier otra información relacionada al Régimen de Generación Distribuida, se activó la página (https://www.argentina.gob.ar/economia/energia/generacion-distribuida) 

“Con el beneficio de los Certificados de Crédito estamos aportando otro incentivo a la adopción de este tipo de generación por fuentes renovables cercana a los centros de consumo”, destacó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

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MEGSA-CAMMESA: 25,3 MM3/día a U$S 2,88 promedio para segunda quincena de enero

El Mercado Electrónico del Gas recibió 16 ofertas para aprovisionar a usinas generadoras con un volumen adicional de 25,3 millones de metros cúbicos día en el período que va desde el 17 al 30 de enero, a un precio promedio ponderado de 2,88 dólares el MBTU.

Se trató de un nuevo concurso de precios, solicitado al MEGSA por CAMMESA, destinado a los Productores que habiendo sido adjudicados en el Plan Gas.Ar contaran con volúmenes adicionales para suministrar.

Cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el PG y el precio ofertado por cada Proveedor no podía exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de verano.

De las 16 ofertas, 11 fueron con gas de Neuquén por 15,3 MM3/día; 3 con gas de Tierra del Fuego, por 5 MM3/día; 1 desde Santa Cruz por 3 MM3/día; y 1 oferta de gas de Chubut por 2 MM3/día.

El gas de Neuquén se ofertó a precios que fueron desde 2,6978 hasta 3,0012 dólares por MBTU;

Las ofertas de gas de Tierra del Fuego se hicieron a precios de entre U$S 2,7798 y 2,8126 dólares el MBTU; mientras que el gas de Santa Cruz se cotizó a U$S 2,8372 y  el de Chubut a U$S 2,8864 el MBTU.

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Preocupación por la decisión del gobierno de tratar en sesiones extraordinarias la Ley que prohibirá la venta de autos a combustión

La industria petrolera y las terminales automotrices mostraron preocupación por la decisión del presidente Alberto Fernández de enviar el proyecto de Ley de Movilidad Sustentable (o Ley de Electromovilidad) para que se trate en sesiones extraordinarias en el Congreso, que podrían concretarse a fines de enero o desde febrero, según confirmaron a EconoJournal fuentes oficiales.

La sorpresiva decisión del gobierno encendió la alarma en la industria de refinación de derivados del petróleo, pero también de automotrices y productores de biocombustibles. Son sectores que muchas veces no comparten la opinión sobre diferentes temas de agenda, pero que en esta oportunidad coinciden en el análisis. El punto del proyecto que más preocupa a los privados es el que prohíbe taxativamente la venta de autos a combustión interna (fósil) a partir del 31 de diciembre de 2041.

«En un contexto de crisis cómo este, es riesgoso tomar decisiones a largo plazo que luego pueden ser contraproducentes. La flota de autos eléctricos en la Argentina es ínfima y el país prácticamente no tiene desarrollo de infraestructura eléctrica ni tampoco regulatoria para garantizar el suministro eléctrico a futuro. De hecho, las redes de distribución de AMBA están al límite en cada verano», advirtieron desde una empresa petrolera.

Según indicaron fuentes oficiales, la idea en la Casa Rosada es retomar la iniciativa política este año con seis proyectos que el gobierno considera estratégicos, entre ellos el de Movilidad Sustentable. También planea avanzar con los proyectos de Ley de Inversiones Hidrocarburíferas, la Ley de Industria Automotriz, una norma para desarrollar la industria del cannabis, la Ley de Compre Argentino y el régimen de fomento al desarrollo agroindustrial. Es el presidente Alberto Fernández quien impulsa el tratamiento legislativo de esas seis iniciativas.

La norma

El proyecto de Ley de Movilidad Sustentable no tiene estado legislativo ya que todavía no se presentó formalmente en ninguna comisión de Diputados o Senadores. Sin embargo, como la idea del Ejecutivo es tratarlo en sesiones extraordinarias, la norma podría votarse directamente en el recinto sin pasar por comisiones ni precisar dictámenes previos.

Tal como publicó este medio en octubre, se trata de un proyecto de Ley que tiene la intención de reemplazar el parque automotor que funciona a combustión interna por autos eléctricos. Embanderado bajo el paraguas argumental de impulsar la transición energética, busca reducir las emisiones de CO2 y, al mismo tiempo, desarrollar la tecnología y la industria nacional del sector.

«El riesgo del proyecto es que convierta en un cascarón vacío y que sólo quede el prohibicionismo de los autos a combustión. Para avanzar con una iniciativa así, habría que trabajar en conjunto con automotrices, empresas de energía, de infraestructura, distintas carteras de gobierno. No alcanza sólo con escribir una meta recontra ambiciosa (prohibir la venta de autos a combustión en 20 años) para transformar la realidad», cuestionó, enojado, el directivo de una automotriz.

El presidente Alberto Fernández impulsa el tratamiento de la Ley de Electromovilidad en sesiones extraordinarias.

El proyecto es impulsado por el Ministerio de Desarrollo Productivo, que está a cargo de Matías Kulfas. Abarca metas ambientales para combatir el cambio climático y, además, cuenta con incentivos a la oferta y la demanda de los vehículos eléctricos. La semana pasada el jefe de Gabinete, Juan Manzur, se reunió en Casa Rosada con directivos de ADEFA (Asociación de Fabricante de Automotores) y el proyecto de Ley de Movilidad Sustentable estuvo en la agenda del encuentro.

Cuestionamientos

Fuentes de la industria petrolera señalan que prohibir la venta de autos a combustibles para 2042 es contradictorio con el proyecto de incrementar la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta para apalancar el crecimiento económicos y la generación de divisas frente a la restricción externa que tiene contra las cuerdas a la macroeconomía del país.

«La prohibición absoluta nunca es el camino. Terminan generando fundamentalismos como los que se oponen al offshore sin evidencia técnica, sólo por oponerse. Está perfecto que exista un proyecto de Ley que otorgue todos los incentivos y beneficios para promocionar el desarrollo de autos eléctricos. Pero prohibir lo que ya existe sin que por detrás exista un plan consistente o una hoja de ruta definida, no parece ser el mejor camino», razonaron en una empresa petrolera.

Entre las refinadoras, son varias las que están encarando o terminando proyectos de inversión para mejorar la calidad del combustible que refinan. Son inversiones que requieren un período de repago a largo plazo. Empresas como YPF, Axion Energy y Raízen tienen proyectos en marcha de esa naturaleza.

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Petróleo: estiman potencial de u$s32.000 millones para proyecto offshore en el mar argentino

En el Gobierno -pero también entre la dirigencia empresaria- ya piensan a la Argentina como un segundo caso Noruega, el país escandinavo que vivía de la agricultura y la pesca hasta que en la década del 60 encontró petróleo en sus mares y cambió su economía para siempre. Actualmente el petróleo offshore da trabajo a 160.000 personas y explica el 14% del PBI de ese país europeo. Un paper reservado que circula entre empresas del sector petrolero argentino plantea un escenario similar a nivel local. Se podrían generar ingresos por u$s32.000 millones solo con uno de los proyectos en proceso […]

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Vista se hace más grande en Vaca Muerta e invierte en arenas para fracking

La petrolera perteneciente a Miguel Galuccio, anunció una inversión de $175 millones en Aluvional Logística, según la Comisión Nacional de Valores (CNV). Con esto busca desarrollar una cantera que provea arena para fracking, el proceso por el cual se extraen los hidrocarburos no convencionales de la roca madre. A principios de diciembre, la empresa había anunciado que invertirá u$s 2300 millones durante los próximos años. El desembolso se ejecutará hasta 2026 y priorizará Bajada del Palo Oeste, área que la empresa tiene en Vaca Muerta y que constituye su “proyecto insignia”. Vista detrás de YPF es el mayor productor de […]

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Convocan a Audiencia Pública para discutir el subsidio parcial del gas PIST

La Secretaría de Energía convocó a Audiencia Pública para “el tratamiento de la porción del precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) que el Estado Nacional  tomará a su cargo en el marco del “Plan de Promoción de la Producción del Gas natural Argentino”. Esquema de oferta y demanda 2020-2024-,aprobado mediante el Decreto 892 de noviembre del 2020. La Audiencia Pública sera el 31 de enero a partir de las 10:00 horas, a través de la Plataforma “Webex”, dispuso la Secretaría a través de la resolución 2/2022, publicada en el Boletín Oficial. “A […]

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Argentina aún no presentó su Plan de Descarbonización hacia el 2050

El Gobierno Nacional, por medio del Gabinete Nacional de Cambio Climático (GNCC) debía presentarlo luego del término de 2021. Con esta acción no logró alcanzar los consensos mínimos necesarios con los diversos ministerios para presentar una estrategia a largo plazo conjunta. Argentina había asumido el compromiso de presentar en 2021 su “Estrategia de desarrollo con bajas emisiones a largo plazo (LTS, por sus siglas en inglés), también conocida como Plan de Descarbonización”. Pero finalmente no sucedió. La LTS determinará el futuro que deberá abordar el país en múltiples aspectos, tales como: cuáles son las industrias que se buscarán promover y […]

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El nuevo Banco de Calidad de Oldelval empezará a funcionar en febrero

Así lo confirmó la empresa  a la fecha en que dejará de aplicar penalizaciones al petróleo convencional. Luego de la polémica que se generó entre los operadores chicos de la Cuenca Neuquina la empresa Oleoductos del Valle (Oldelval) confirmó que su nuevo Banco de Calidad comenzará a operar a partir del 1 de febrero. En 2020, cuando se aprobó el RI vigente se dejó afuera el Banco de Calidad por no contar con una presentación de detalle de las nuevas fórmulas de cálculo con las que se iba a pagar el petróleo inyectado. El nuevo esquema de precios que dejará […]

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La resolución 2/2022 de la Secretaría publicada el jueves en el Boletín Oficial convoca a una audiencia pública para debatir los precios mayoristas del gas

La Secretaría de Energía convocó hoy para el 31 de enero a una audiencia pública para informar y debatir los precios mayoristas del gas. La resolución está creada por la necesidad de “asegurar la transparencia y la participación pública en la toma de decisiones que afectan al interés común, brindando información adecuada y suficiente a la consideración de la ciudadanía”. Los interesados en participar podrán inscribirse hasta el miércoles 26 a través del formulario de inscripción disponible en https://www.argentina.gob.ar/economia/energia. El Estado nacional toma en la actualidad a su cargo parte del precio mensual del gas natural en la porción mayorista […]

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Informe especial: el ranking de operadoras y dueñas del petróleo de Vaca Muerta

Los nuevos barriles que sumaron las petroleras de la formación en 2021 tuvieron impacto en las posiciones del listado de líderes del segmento. YPF ratificó su primer puesto. El crudo no convencional representó el 35% del total nacional. El gran año que cerró Vaca Muerta, con un salto en las extracciones de petróleo de casi el 70% a nivel interanual, generó cambios en el ranking de producción de empresas operadoras y dueñas de las áreas de la formación. YPF ratificó su posición como líder del segmento del shale oil, tanto como operadora como dueña en 2021, mientras que otras como […]

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Roberto Salvarezza respaldó la producción offshore de hidrocarburos

“Argentina está explotando offshore hace 50 años en la zona de la cuenta Austral. Es una tecnología madura que conoce el cuidado ambiental que acompaña este tipo de producción”, señaló Salvarezza en declaraciones a Crónica TV. El ex ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación Roberto Salvarezza defendió hoy la producción offshore de hidrocarburos y dijo que es una tecnología que se utiliza en Argentina desde hace 50 años. “Argentina está explotando offshore desde hace 50 años en la zona de la cuenta Austral. Es una tecnología madura que conoce el cuidado ambiental que acompaña este tipo de producción”, señaló Salvarezza […]

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Recuperación hidrocarburífera: Mendoza relanza el plan de inversiones de Loma de la Mina

El área ubicada en San Rafael tuvo un trabajo de remediación de pozo que culminó con el llamado a licitación de Emesa con el fin de reactivar pozos parados. Tiene una capacidad de producción de 35 m3 diarios. El objetivo es llegar a 40 m3. Luego de los trabajos de “abandono” de pozo y remediación ambiental por parte de YPF,  la Dirección de Hidrocarburos del Gobierno de Mendoza recibió el área de Loma de la Mina para que comience a operar Emesa, como estaba estipulado dentro del plan de recuperación hidrocarburífera. El área, ubicada en San Rafael, tiene una capacidad […]

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Ecuador recupera un 93% de su producción de petróleo tras completar mantenimiento de oleoducto

Ecuador reanudó la producción nacional de petróleo una vez culminados los trabajos de construcción de las variantes emergentes en el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE). La suspensión se originó en los daños generados por la erosión del río Piedras Fina en la provincia de Napo. El Gobierno declaró el 13 de diciembre fuerza mayor sobre las exportaciones de petróleo y contratos de producción debido al fenómeno natural, lo que obligó a la interrupción forzada del bombeo en el oleoducto privado OCP y el estatal SOTE, así como a reducir la producción del país andino. Petroecuador informó el jueves por la […]

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Brasileña petrobras venderá su participación en braskem en el primer trimestre

La petrolera estatal brasileña Petrobras dijo el viernes que espera vender el 100% de su participación en el productor petroquímico Braskem SA en el primer trimestre de 2022, pero no dio más detalles sobre el calendario. Petroleo Brasileiro SA, como se conoce formalmente a la empresa, reiteró en un comunicado que se espera que el movimiento se produzca a través de una oferta de acciones conjunta con el conglomerado Novonor. Petrobras había expresado en varias ocasiones su intención de vender su participación del 36,1% en la petroquímica. Novonor, antes conocida como Odebrecht, tiene una participación del 38,3% en Braskem. (Reportaje […]

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Con una producción equivalente de más de 42.000 barriles, Vista se posiciona como la tercera petrolera del país

Vista, la compañía que lidera Miguel Galuccio, registró en diciembre una producción total de hidrocarburos de 42.167 barriles equivalentes por día (boe/d) con una explotación de petróleo de 33.724 barriles diarios (bbl/d), la mayor cifra desde que la empresa inició sus operaciones en Argentina en 2018.

Se trata de la producción más alta registrada por la firma desde que inició sus trabajos en el país hace cuatro años. Las cifras la posicionan como el tercer productor de petróleo del país, detrás de YPF y PAE, y el segundo operador de shale oil, sólo por detrás de la petrolera controlada por el Estado.

Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista

Plan de inversión

La empresa presentó una actualización de su plan estratégico en el que proyecta un crecimiento de su actividad en Vaca Muerta. La firma planea invertir 2.300 millones de dólares en los próximos cinco años con el objetivo de duplicar su producción a más de 80.000 barriles de petróleo equivalente en 2026, año en el que también espera alcanzar un EBITDA ajustado de 1.100 millones de dólares.

Además, la operadora dueña de concesiones de 35 años que vencen en 2053 para el desarrollo de la actividad en la cuenca neuquina registró una reducción de su lifting cost en un 46% y una reducción en el costo de perforación y completación del 40%, según fuentes de la compañía.

Por otro lado, en materia de transición energética, Vista aspira a convertirse en una compañía net zero en emisiones de gases de efecto invernadero para el 2026.

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EVOLUCIÓN DEL PRECIO MONÓMICO

El precio monómico es el costo medio de la energía eléctrica en el sistema mayorista argentino. Para el caso de los grandes usuarios mayores (GUMAS) y menores (GUMES) es el costo por el electrón sin incluir la parte de peaje y distribución de energía eléctrica.

Si se analiza la evolución del mismo a lo largo de los últimos 4 años se puede ver que en el 2019 cae de 74usd/Mwh a 66usd/Mwh lo cual tiene su justificativo en la explosión de oferta en el mercado de gas natural (record de producción local).

En la primera parte del año 2020 existió el efecto pandemia que provocó una gran caída en la demanda de energía eléctrica y de gas; y a su vez, existieron cuestiones regulatorias que hicieron que el costo para el 2020 baje a 58usd/Mwh.

En lo que respecta a estas cuestiones podemos mencionar en primer lugar la remuneración de los generadores (ingresos por potencia) lo cual hizo que los costos que tuvieron que afrontar las industrias no estén alineados con la devaluación; y por otro lado en el invierno se mantuvo el precio máximo del gas natural para generar energía eléctrica.

A continuación, se visualiza en el siguiente gráfico la evolución del precio monómico a lo largo de los años encontrándose en el 2021 en 70usd/Mwh.

 

 

¿A qué se debe el aumento del precio monómico en 2021?

Para poder explicar los motivos por el cual el precio monómico en 2021 tomo un valor mayor que en los años 2020 y 2019, se hará hincapié en el gráfico 2 remarcando cada uno de los meses del 2021. Luego se plantearán una serie de ítems que justifican ese aumento.

 

 

 

  • El acuerdo del plan gas publicado el 16 de noviembre del 2020 con el objetivo principal de aumentar la producción de gas, provoco que todas las maquinas térmicas que generan energía paguen el gas más caro que el 2020, pasando de 2,2 USD/MMBTU a 3,5 USD/MMBTU
  • El año 2021 fue uno de los más secos en la historia de Argentina lo que afecto notablemente a generación de energía hidroeléctrica y esto llevo a mayor utilización del fuel oil y gas oil (ambos dos más caros que el gas natural).
  • La demanda de energía eléctrica del 2021 subió considerablemente respecto a la que figuraba en el 2020 debido al ascenso del consumo industrial.

 ¿Qué pasará con el costo de la EE en el 2022?

 Si consideramos desde mayo 2022, un posible año medio desde lo hidrológico, esto podría ayudar a requerir menores cantidades de líquidos y menores cantidad de GNL para generación de energía. Por otra parte, todos los commodities internacionales están valores significativamente mayores a 2021, y esto puede pesar en los costos del MEM ya sea líquidos vía barril criollo o GNL via impo. Por ende, nuestra expectativa es que el valor para el 2022 sea similar al 2021 y en el orden de 70 USD/MWh. 

Fuente: Florencia Valbuena , Diego Rebissoni – Latin Energy Group SRL

 

 

 

Información de Mercado

¿SE GENERAN AHORROS PARA LAS INDUSTRIAS SI CONTRATAN ENERGÍA PLUS?

Un gran usuario del Mercado Eléctrico Mayorista tiene tres alternativas de abastecimiento

  • Cammesa
  • Contrato Renovable
  • Contrato Plus

El primer caso, Cammesa, se basa en la Res. 95, donde la administradora del mercado se ocupa de proveer y facturar el suministro de energía al gran usuario. En este caso el usuario paga el pass-trough de costos del Mercado, el famoso precio monomico.

En el segundo caso, el Contrato Renovable, el GU puede realizar un contrato en el marco de la nueva ley de energías renovables, negociado directamente con un tercero y en las cantidades que la industria quiera.

En esta oportunidad nos concentramos en el tercero, los contratos plus.

¿Qué es un contrato de energía plus?

Los contratos de energía plus buscan cubrir las necesidades de respaldo de la demanda excedente en un mercado de creciente evolución. Es decir, si supero la demanda consumida (simplificado porque no es exactamente asi) en el año 2005 puedo contratar energía plus con un privado.

Este abastecimiento cuenta con garantía de suministro y existe desde el año 2006. Con el pasar de los años estos contratos se fueron adaptando a las necesidades de la industria y pasaron de contratos en dólares a contratos de ahorro en la actualidad.

Los generadores plus hoy ofrecen cobrar exactamente lo que te cobraría Cammesa si no tuvieras contrato, pero con un ahorro del 5% sobre la demanda excedente. La existencia de este descuento se debe a que son generadores eficientes, motivo por el cual le permite vender la energía a un precio inferior que el de Cammesa. Es mas rentable para el generador vender al precio de mercado con un descuento que venderle la energía a Cammesa.

A continuación, se analiza una situación con contrato de energía plus vs una situación sin contrato.

 

Sobre el gráfico de la izquierda se observa un cliente que compra a Cammesa toda su demanda base y toda su demanda excedente (80% de demanda base y 20% de demanda excedente a 70usd/Mwh).

En gráfico de la derecha, el usuario posee demanda excedente por lo que puede contractualizar con un generador plus obteniendo el descuento del 5% con respecto al precio de Cammesa. El ahorro es directo y pasa a pagar 66,5 USD/MWh por el 20% de la demanda excedente. Si consideramos el costo total el precio medio sería de 69,3usd/Mwh mientras que sin el contrato seria de 70 USD/MWh.

Hoy en día, son cada vez más la cantidad de usuarios que optan por esta posibilidad de ahorro dado que este tipo de contratos no trae aparejado ningún tipo de riesgo.

Caso concreto de un usuario

Si estamos en presencia de un cliente que consume 1172 Mwh y suponemos una demanda base de 1000 Mw cte, existe un 21,3% de la demanda total como demanda excedente.

 

Por todo lo visto anteriormente concluimos que este cliente por contratar 21,3% de energía plus presenta un ahorro de 11.382 usd a raíz de comprar el excedente a 70usd* 0,95= 66,5 en vez de a 70usd/Mwh.

En el contexto actual no existen muchas posibilidades de ahorro y creemos que esta oportunidad debe ser aprovechada por todos los usuarios que tengan demanda excedente.

Fuente: Florencia Valbuena y Diego Rebissoni  –  Latin Energy Group S.R.L.

 

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Panamá definió la política para impulsar la generación distribuida con energías renovables

Panamá supera los 50 MW de capacidad solar instalada en redes de distribución, desplegados en unos 1400 sistemas fotovoltaicos, de acuerdo con registros de la Secretaría Nacional de Energía (SNE). Esto apenas representa el 2,5% de su potencial.

Según las proyecciones de la Oficina para América Latina y el Caribe del Programa de la ONU para el Medio Ambiente (PNUMA), en las condiciones actuales del mercado, unos 1450 MW de generación solar distribuida (137785 instalaciones nuevas) resultan técnica y económicamente viables.

Ahora bien, aplicando “mejoras” en el mercado, se advierte que el potencial de inversión podría aumentar un 63% e incorporar 112600 instalaciones adicionales que representarían unos 835 MW más; lo que permitiría que Panamá rompa el techo de los 2000 MW de potencia solar distribuida instalada en los próximos años.

De allí es que la Estrategia Nacional de Generación Distribuida (ENGED) genera grandes expectativas por la expansión del mercado, al trazar las bases para atender los principales retos que tiene la industria en la actualidad.

Rosilena Lindo, subsecretaria Nacional de Energía de Panamá, informó a este medio que el Consejo de Gabinete aprobó este mes el documento trabajado durante todo 2021 junto a los distintos actores del sector eléctrico.

¿En qué consiste? Inicialmente, el documento incluye el diagnóstico de la generación distribuida con estadísticas y análisis de regulaciones relevantes para lograr un mayor despliegue. Además, detalla uno a uno los ejes y líneas de acción de la Estrategia a implementar en el corto, mediano y largo plazo.

El primer eje contempla aspectos legales, normativos y regulatorios por implementar. Entre ellos: el fomento al prosumidor y la modernización de la distribución eléctrica. Este punto fue sobre el que más insistió la iniciativa privada durante las mesas de trabajo multidisciplinarias, ya que impulsar a la brevedad mejoras a «las reglas del juego» permitirá el establecimiento de modelos de negocios escalables y rentables para integradores, que se encuentran precisados en el segundo eje estratégico junto a alternativas de innovación tecnológica.

Proyectos demostrativos

La Estrategia plantea una serie de proyectos pilotos a implementar a la brevedad. Estos incluyen el desarrollo de un programa para la instalación de generación distribuida para el autoconsumo de energía en instituciones del Estado (tercer mayor consumidor de electricidad que representa el 13,46% de la demanda) y la implementación de generación distribuida en reemplazo de subsidios eléctricos para el sector residencial.

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El sector solar de Brasil espera que este año se supere aún más el gran crecimiento del 2021

Brasil crece a pasos agigantados en la industria fotovoltaica. Ya batió el récord de 13 GW solares instalados (4,6 GW en utility scale y 8,4 GW en generación distribuida) y desde el sector apuntan a que durante 2022 se mantenga la dinámica y sea un año todavía mejor. 

“El segmento fotovoltaico en el país tuvo un año de amplia expansión, principalmente por el aumento en las cuentas de energía eléctrica, que son muy significativas en los presupuestos familiares”. 

“Y sin duda, este año será de crecimiento en todos los sectores, es decir, residencial, comercial, grandes plantas, agroindustria, entre otros. Es por eso que hay muchas oportunidades adelante y el mercado también tiende a permanecer más estable y robusto que en 2021”, expresó Leandro Martins da Silva, presidente de Ecori Energía Solar, en diálogo con Energía Estratégica. 

“Las empresas del sector maduraron durante el último año y están mejor preparadas para satisfacer la demanda global. También hemos observado lo propio del sector en su conjunto en Brasil, con profesionales más preparados, tanto en el área comercial como técnica”, agregó.

Ante dicho panorama, el especialista reconoció que desde la empresa lanzarán una nueva plataforma gratuita de formación online y reanudarán la formación presencial durante todo el año, además que impulsará una certificación profesional Ecori, prevista para el primer trimestre.

Además, el año pasado la compañía fue reconocida como la mejor distribuidora de equipamiento solar en el premio de Solar TV y para este 2022 lo aguardan con la expectativa de mejorar todavía más. Y es preciso mencionar que en 2021, creció 120% sobre lo hecho en 2020, según comentó su presidente. 

“Esperamos mantener nuestra curva de crecimiento acelerado, especialmente con la llegada de los nuevos micro inversores de APsystems”, amplió. Los inversores a los que hace referencia son los modelos QT2D y DS3D, los cuales fueron lanzados en octubre y llegarán durante el primer trimestre de 2022. 

“Son productos disruptivos, que abarcan gran parte de las necesidades de los profesionales que comercializan la tecnología MLPE en Brasil”, aclaró. 

“La expectativa es hacer al menos el doble del resultado de 2021. También nos estamos enfocando en temas de seguridad, lo que refuerza nuestra decisión de trabajar con micro inversores MLPE, ya que la seguridad siempre es lo primero”, concluyó Leandro Martins da Silva. 

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Abre licitación para contratar al estructurador del próximo Proceso Público de Selección de Ecuador

Ecuador convoca a un Proceso Público Abierto que tiene como finalidad contratar a una firma especializada para la estructuración del próximo Proceso Público de Selección (PPS) para uno de sus proyectos de energía renovable en carpeta.

El proyecto en cuestión es el Proyecto Hidroeléctrico Santiago, que posee una potencia total de 3600 MW y prevé ser construido en dos etapas. La primera etapa tendrá las obras de desvío, contención, excedencia, descarga de fondo y generación, con una potencia instalada de 2400 MW, en tanto que la segunda etapa constará de la ampliación de la obra de generación para sumar 1200 MW más.

Este proyecto de magnitud tiene planificada la entrada en operación de su primera etapa entre el 2030 y 2031; con lo cual, apremia empezar a estructurar el PPS que adjudique a una empresa para su financiamiento, diseño, construcción, operación y mantenimiento.

Es así que, a través del Ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables se delegó a la Empresa Pública Estratégica Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP) para que sea la encargada en llevar a cabo el proceso para contratar al estructurador del PPS para el Proyecto Hidroeléctrico Santiago.

No se trata de la primera experiencia de CELEC realizando este tipo de convocatorias. En los años precedentes la estatal realizó llamados a estructuradores para el proyecto de monetización de la Central Hidroeléctrica Sopladora de 487 MW y el proyecto hidroeléctrico Cardenillo de 595.65 MW.

Para este nuevo Proceso Público Abierto que determinará la contratación del estructurador del PPS de Santiago, la CELEC ya ha publicado oportunamente los pliegos, los términos de referencia, el cronograma y el presupuesto referencial expresado en USD $6.715.300,00.

Como generalidad se indicó que podrán participar personas jurídicas públicas o privadas, nacionales o extranjeras hasta el viernes 25 de febrero de este año 2022, fecha límite de entrega de sobres en las oficinas de la CELEC. Pero se puede ver el detalle de los requisitos que deberán cumplir los participantes en los pliegos.

De superar las exigencias y ofertar el precio más competitivo acorde a los términos de referencia, quien resulte adjudicado tendrá un plazo total de 540 días calendario para realizar las tareas, en cumplimiento de la Ley Orgánica de Servicio Público de Energía Eléctrica y de la normativa jurídica relacionada.

¿En qué consistirán? Se aclara que el servicio que se busca incluye cubrir la conceptualización, promoción, acompañamiento y preparación de todos los documentos requeridos para el lanzamiento, desarrollo y conclusión del proceso para la concesión a la inversión privada del proyecto hidroeléctrico Santiago.

Ahora bien, el detalle del alcance de los servicios de estructuración y actividades asociadas puede verse en el pliego adjunto.

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Los 7 hitos en hidrógeno verde que concretó Chile durante el 2021 y que lo posicionan como plaza estratégica mundial

En noviembre del 2020, el Gobierno de Chile lanzó su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde que se propone a groso modo tres objetivos: contar con 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo al 2025; producir el hidrógeno verde más barato en el año 2030; y estar entre los tres principales exportadores durante la década del 2040.

Al respecto, pueden destacarse ocho hitos alcanzados durante el 2021 que dan muestra de un buen sendero para que el país pueda lograr las metas que se propone.

Cofinanciar proyectos de hidrógeno verde

Uno de los puntos más importantes es que, días antes que termine el 2021, se definió la licitación de CORFO para cofinanciar proyectos de hidrógeno verde; donde hubo con seis ganadores (ver nota).

Los emprendimientos se instalarán en las regiones de Antofagasta, Valparaíso, Biobío y Magallanes. Deberán entrar en funcionamiento, a más tardar, en diciembre de 2025 y, para su desarrollo, recibirán un aporte total de US$50 millones, una vez que los proyectos instalen la capacidad de electrolizadores comprometida y cumplan con las condiciones establecidas en las bases.

“Las propuestas seleccionadas atraerán inversiones por US$1.000 millones y esperan producir más de 45.000 toneladas de hidrógeno verde al año, lo que reducirá más de 600.000 toneladas de CO2 anuales”, aseguró Pablo Terrazas, vicepresidente ejecutivo de CORFO.

Inicio de construcción del primer proyecto a gran escala

Otro de los hitos tuvo que ver con el inicio de construcción, en septiembre del 2021, del primer proyecto de hidrógeno verde a gran escala de Chile.

Se trata del proyecto Haru Oni (de HIF), que es el primer proyecto de e-combustibles en base a hidrógeno verde en Chile, y se ubica en la región de Magallanes. Este proyecto reúne a tanto el sector público como privado, y a entidades chilenas y extranjeras.

La propietaria de la planta es la chilena HIF, y cuenta con el respaldo de Enap, las alemanas Siemens y Porsche, la italiana Enel Green Power, y Gasco, entre otras empresas. Se espera que esta planta inicie sus operaciones el año 2022.

La primera molécula de hidrógeno verde

En agosto del año pasado, Anglo American marcó un hito clave para el desarrollo del Hidrógeno Verde en Chile con la puesta en marcha de la primera Hidrogenera, generando allí la primera molécula para ser utilizada en vehículos cero carbono del país.

Hidrógeno verde en tuberías de gas

En septiembre pasado, Gasvalpo anunció el proyecto piloto H2GN, que inyectará hidrógeno verde a las redes de distribución de gas natural que la empresa tiene en la Región de Coquimbo, sustituyendo gradualmente hasta un 20% del uso de gas que actualmente es suministrado por la marca Energas (ver nota).

Multiplicar por tres los proyectos

Otro hito importante que se dio durante el 2021 fue la cantidad de proyectos de hidrógeno verde en desarrollo en Chile. Durante el 2020 habían 20 en carpeta y al final del año pasado habían más de 60 a lo largo de todo el país (ver nota).

La primera aceleradora de hidrógeno verde

Otro punto importante es el que el Ministerio de Energía logró junto a Agencia de Sostenibilidad Energética, lanzando la primera aceleradora de hidrógeno verde de Chile para incentivar los distintos usos del hidrógeno (ver nota).

Acuerdos internacionales

Uno de los aspectos que resaltó la asociación H2 Chile es que el año pasado se sellaron dos importantes acuerdos en materia de cooperación internacional.

El primero fue firmado con el foro “Global Hydrogen Industrial Association Alliance” (GHIAA) que reúne a Corea, Canadá, Estados Unidos, Chile, Alemania, Francia, Reino Unido, España, Países Bajos, Noruega, Unión Europea, Singapur y Australia, además de Hydrogen Europe, para impulsar la cooperación en torno al desarrollo de políticas en favor del H2V y su consolidación en los mercados.

El segundo acuerdo -que además es liderado por H2 Chile- se cerró durante la COP 26 con las asociaciones de Colombia, México, Costa Rica y Perú, además del Ministerio de Medioambiente y Energía de Costa Rica. “LAC Acción Hidrógeno Verde” busca impulsar desde el sector privado políticas nacionales de apoyo al H2V, promover planes de financiamiento, adoptar un sistema de certificación con reconocimiento internacional y elaborar una guía de principios para el licenciamiento social de proyectos.

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Argentina triplicó la potencia instalada en generación distribuida bajo la Ley 27424

El Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energías Renovables establecido por la Ley 27.424, que opera en el marco de la Secretaría de Energía de la Nación, registró un crecimiento del 111% en la cantidad de Usuarios-Generadores (UG) inscriptos y del 190% en la potencia instalada durante 2021. Este aumento se dio por la incorporación de más de 5.961 kW, que equivalen al 65% del total de potencia en el Régimen.
“La generación distribuida ayuda a la conservación del medioambiente y también tiene la ventaja de reducir la cantidad de energía que se pierde en la red de transporte. El crecimiento en la cantidad de usuarios-generadores ha sido muy importante y esperamos que se siga incrementando”, destacó el Secretario de Energía, Darío Martínez.
“Con el beneficio de los Certificados de Crédito estamos aportando otro incentivo a la adopción de este tipo de generación por fuentes renovables cercana a los centros de consumo”, destacó a su vez el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.
A lo largo del año se incorporaron 376 usuarios que generan energía eléctrica para autoconsumo a partir de fuentes renovables e inyectan los excedentes a la red, recibiendo una compensación por ello, los cuales se distribuyen según las siguientes categorías: 436 UG residenciales, 247 UG comerciales, 13 UG organismos oficiales y otros 18 establecimientos. Esta cantidad de UG equivale al 53% del total que están activos en el Régimen.
Respecto a los beneficios promocionales que brinda la Subsecretaría de Energía Eléctrica para la instalación de equipos de generación distribuida, a través de los Certificados de Crédito Fiscal (CCF), en 2021 se asignaron 15 CCF correspondientes a 288 kW, por más de 11 millones de pesos, y se aprobaron más de 100 reservas de CCF por un monto total superior a los 100 millones de pesos.
Desde sus inicios, el Régimen de Generación Distribuida incorporó un total 9.106 kW de potencia instalada a la red eléctrica pública nacional, a través de 741 Usuarios Generadores, energía que equivale a la demanda de aproximadamente 3.900 hogares.
Actualmente, hay 196 distribuidoras y cooperativas eléctricas inscriptas en el Régimen de Generación Distribuida, mientras que 14 provincias están adheridas a los beneficios promocionales previstos por la Ley.
En noviembre de 2021 se dio el hito de mayor incremento mensual, con la incorporación de 1.277 kW de capacidad instalada por medio de 43 nuevos UG en las provincias de Córdoba, Buenos Aires, San Juan, La Pampa, Mendoza, Río Negro y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
La jurisdicción que cuenta actualmente con mayor potencia instalada es la Provincia de Córdoba, con 5.219 kW y 394 UG; el segundo lugar lo ocupa la Provincia de Buenos Aires, con 1.172 kW y 193 UG. En menor proporción, les siguen la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y las provincias de Mendoza, San Juan, Chaco, La Pampa, Chubut y Río Negro.
Para conocer el proceso de solicitud del Certificado de Usuario Generador y los requisitos para la solicitud del Crédito Fiscal, así como cualquier otra información relacionada al Régimen de Generación Distribuida, visitá la página (https://www.argentina.gob.ar/economia/energia/generacion-distribuida)
Por cualquier otra consulta, podés escribir a: generaciondistribuida@mecon.gov.ar
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Convocatoria a proyectos de investigación: Desarrollo sustentable en América Latina y el Caribe

Los países de América Latina y el Caribe se encuentran aún en proceso de desarrollo y su crecimiento es todavía dependiente en gran medida del uso de combustibles fósiles y de técnicas de producción intensivas en el uso de recursos naturales. El abatimiento del cambio climático y la protección de la biodiversidad implican desafíos simultáneos y, en algunos casos, contrapuestos para el desarrollo económico de los países de la región.

Sin embargo, no actuar para proteger el medio ambiente también tiene consecuencias en términos de desarrollo económico. Incluso, estos efectos adversos recaen en mayor medida en países menos desarrollados y en sectores más vulnerables, cuyos ingresos y bienestar están más directamente vinculados a la explotación de recursos naturales sensibles al clima.

Por eso, el CAF -Banco de Desarrollo de América Latina- abrió una convocatoria donde buscan financiar hasta tres proyectos de investigación (hasta USD 15.000 por proyecto) que contribuyan a entender, para las economías de América Latina y el Caribe, los costos y beneficios que conlleva la preservación del medio ambiente y el abatimiento del cambio climático, así como también los mecanismos y las políticas que favorecen u obstaculizan dichos objetivos.

Cómo postular

Para postular, deberán completar este formulario en línea antes del 11 de febrero de 2022 a las hs. 23:59 (Buenos Aires). (Note que para poder completar el formulario necesita contar con una cuenta de correo de Google.) En dicho formulario, se deberán cargar tres documentos en inglés o español:

(i) Propuesta de trabajo: un documento de máximo 1500 palabras que presente la pregunta de investigación y describa la metodología y los datos a emplear. Se valorará particularmente la claridad en el planteo de la pregunta de investigación, y la idoneidad del modelo, datos y estrategia empírica para responderla. Las propuestas que excedan el límite de extensión máxima no serán evaluadas. El proyecto debe producir conocimiento novedoso. La propuesta deberá detallar el estado de avance en el que se encuentra el proyecto al momento de la postulación (etapa inicial, avance medio, muy avanzado).

(ii) Conformación del equipo: deberá contener el listado de miembros del equipo de investigación, incluyendo nombre, apellido, afiliación y correo
electrónico.

(iii) CV del investigador principal.

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Corto de combustibles, Cammesa sale a buscar de apuro 150.000 m3 de gasoil para evitar restricciones y cortes a industrias

La ola de calor que se registró en la zona centro del país la última semana de diciembre tomó de improviso a los funcionarios que gestionan el sector eléctrico. Tanto que, frente al pronóstico de altísimas temperaturas para los próximos 10 días, la conducción de Cammesa, que está en cabeza del gerente general Sebastián Bonetto y en lo político responde verticalmente al subsecretario Federico Basualdo, salió el viernes de apuro a intentar importar un importante volumen de gasoil para el parque de generación eléctrica.

Es una medida al filo de la desesperación: apunta a recuperar el nivel de reserva de combustibles para las centrales eléctricas a fin de asegurar el suministro eléctrico sin tener que recurrir a cortes programados para grandes usuarios. Es lo que ocurrió entre 2013 y 2015, durante el segundo gobierno de Cristina Kirchner, cuando se planificaban restricciones al consumo de industrias por falta de potencia disponible en el sistema.

En total, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) licitó el viernes la adquisición de 150.000 metros cúbicos (m3) de gasoil. Como la oferta de gas natural está limitada por la ausencia de capacidad de transporte disponible desde la cuenca Neuquina (los gasoductos están saturados) y la declinación de la producción en las cuencas Austral y Noroeste, sumado a los problemas de Bolivia para enviar más gas hacia la Argentina, los combustibles líquidos terminan jugando un papel central para cubrir el pico de consumo en los días de mucho calor. Con pronósticos de más de 40 grados en Santa Fe, Córdona y Buenos Aires para los próximos días, se descuenta que el sistema de generación operará el límite y es probable que se registre un nuevo récord de demanda eléctrica, por encima de los 27.019 MW que se consumieron el pasado 29 de diciembre.

Sobrecosto

Especialistas y directivos de empresas consultados por este medios señalaron que, por distintos motivos, es difícil que el gobierno pueda conseguir todo el gasoil que salió a buscar en el mercado y advirtieron que casi con seguridad el precio adjudicado será más caro que la media que viene pagando Cammesa.

El pliego licitatorio, al que accedió EconoJournal, incluye una particularidad casi inédita: la fecha de entrega de los cargamentos está prevista a partir del 18 de enero. Es decir, el combustible importado deberá estar en la Argentina en apenas 10 días.

Cammesa nunca adquiere combustibles con tan poca antelación. Por lo general, licita con 45-60 días de margen. Por una sencilla razón: de ese modo, se asegura que más petroleras y traders puedan participar del proceso porque disponen de más tiempo para resolver cuestiones logísticas y de preparación de oferta (llegar a Buenos Aires desde cualquier punto global demanda al menos 20 días). A mayor cantidad de ofertas, más competencia y por consiguiente, mayores probabilidades de conseguir mejores precios.  

Tras desempeñarse en IEASA, Bonetto asumió como gerente general de Cammesa en junio de 2020.

En este caso, por el contrario, se descarta que participarán apenas un puñado de empresas y que el precio adjudicado será más caro que la media. Podrían anotarse, incluso, sólo tres compañías: todos traders, Trafigura, Vitol y Glencore, que son los que disponen de capacidad de almacenaje instalado en la Argentina y suelen transportar derivados combustibles en Paraguay y Bolivia, por lo que disponen de un mayor margen de maniobra en el plano comercial para redireccionar producto hacia Cammesa.

“Por ejemplo, si algún trader iba a colocar un cargamento a Paraguay por 50.000 m3 de gasoil, puede entregar 40.000 m3 y ofrecerle los 10.000 m3 restantes a Cammesa”, explicó el directivo de una petrolera. La redacción del pliego da lugar a ese razonamiento. Permite que los interesados ofrezcan cargamentos de entre 8000 y 50.000 m3 de gasoil para hacerle lugar a volúmenes más pequeños.

“Lo estándar es importar cargamentos de 50.000 m3. Pero como no hay tiempo para garantizar ofertas por ese volumen de gasoil, Cammesa bajó el umbral para que barcos con 10.000 o 15.000 m3 de gasoil puedan participar”, explicaron desde otra petrolera. “Aún así, es difícil que pueda conseguir los 150.000 m3 que busca”, agregaron.

Atemporal

Cammesa no suele importar combustibles durante enero. ¿Por qué? Por una razón fundamentalmente administrativa. Desde hace años, la Ley de Presupuesto incluye un artículo que autoriza a la compañía eléctrica a comprar gasoil en el exterior sin pagar el correspondiente Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL). Instrumentar ese esquema de exención lleva tiempo porque requiere la validación conjunta del Ministerio de Economía, AFIP y la Aduana. Conseguir que autoridades de los tres organismos firmen el expediente de importación les demanda a los directivos de Cammesa algunas semanas. A veces, casi todo enero. Por eso, no suelen importarse combustibles durante el primer mes del año. Al no contar con la exención aprobada, no pueden desgravar el ICL del gasoil importado.

Eso es lo que muy probablemente termine sucediendo este año, dado que Cammesa aún no cuenta con el aval tripartito para desgravar impositivamente la compra de gasoil. Existe un agravante: como el gobierno no logró aprobar el Presupuesto 2022 en el Congreso, debe replicarse el de 2021. En el plano administrativo, eso implica una complejidad adicional. Por eso, lo más factible es que Cammesa deba abonar el ICL del gasoil que termine adjudicando.

El impuesto representa alrededor del 30%, por lo que el problema terminará impactando en los subsidios que requiere Cammesa para operar. Como cada cargamento de 50.000 m3 de gasoil cuesta hoy unos US$ 30 millones, la imposibilidad de desgravar el ICL le terminará costando a Cammesa unos US$ 30 millones más de los previstos si se adjudican los 150.000 m3 licitados. Una fuente gubernamental relativizó el problema. “Lo que Cammesa paga de más va directo a las arcas del Tesoro. En los hechos, va de un bolsillo del Estado a otro. Se netea y su impacto es nulo”, explicó.  

En aumento

En septiembre del año pasado, cuando empezaron a proyecta el consumo de gasoil de las centrales eléctricas para 2022, los técnicos de Cammesa preveían que requerirían unos 600.000 m3. Sin embargo, frente al encarecimiento del precio del LNG, la sequía que se mantiene en la cuenca del Paraná-Uruguay, el bajo nivel de reservas hídricas en el Comahue y los problemas para traer gas desde Bolivia, sumado al descenso de producción de gas en la cuenca Austral, las proyecciones actuales son mucho más importantes y más que duplican y hasta triplican esa cantidad.

Por lo pronto, el viernes compró otros seis cargamentos de gasoil por un total de 300.000 m3, tal como informó EconoJournal el 28 de diciembre. Trafigura se quedó con tres barcos de 50.000 m3; Vitol con otros dos y el restante fue para Shell. Para febrero también se licitó la compra de 200.000 m3 de fuel oil.

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Martínez supervisó los trabajos de remediación que realiza Oldelval

El secretario de Energía de Nación supervisó nuevamente los avances del plan de remediación que la empresa Oldelval está desarrollando en la zona afectada tras el derrame de petróleo, ocurrido el pasado 10 de diciembre, en el tramo que se encuentra entre las estaciones de bombeo Crucero Catriel y Medanito (Río Negro).

Durante la recorrida, Martínez expresó que “desde la secretaría de Energía estamos siguiendo de cerca las acciones llevadas adelante en torno al saneamiento y la remediación del sitio afectado. Esta es la segunda vez que recorremos la zona afectada supervisando las medidas correctivas que corresponden”.

Además de las acciones sobre el suelo afectado, desde la empresa informaron que se retiró el tramo del caño que fue motivo del accidente y se trasladó a GIE, un laboratorio en Mar del Plata, y posteriormente será enviado a otro en EEUU.  Ahí se van a llevar adelante una serie de pruebas de resistencia de materiales.

“Lo que buscamos es verificar si el accidente fue por algún problema del material, de alguna corrosión, si fue un problema de la costura de ese tramo, o si fue por alguna otra causa”, se explicó.

En esta segunda recorrida por la zona afectada el secretario de Energía tuvo una reunión en el lugar con los referentes técnicos y gerenciales de Oldelval. Posteriormente se supervisaron las tareas de extracción de suelo afectado, acopio y traslado. Asimismo se verificó el reemplazo de la pieza de caño que sufrió la rotura.

Martínez estuvo acompañado por la subsecretaria de Hidrocarburos, Maggie Videla; técnicos y autoridades de Oldelval.

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Salvarezza (Y-TEC) respaldó proyecto offshore de YPF-Equinor

El Presidente del directorio Y-TEC (YPF-CONICET) Roberto Salvarezza, respaldó el proyecto offshore en Mar Argentino que tiene como protagonista a la petrolera de mayoría accionaria estatal.

Al respecto puntualizó que “La Argentina está explotando offshore hace 50 años en la zona de la Cuenca Austral con una muy buena producción: el 17 % del gas que se consume en el país para la electricidad, para la calefacción, para el aire acondicionado, viene del offshore”.

Consideró además que “la tecnología offshore, es una tecnología madura, es una tecnología que se conoce, con todas las precauciones y cuidados ambientales que acompañan este tipo de producción”.

“Hay planteos que son sesgados. No hay polémica entre producción y ambiente. Se va a producir cuidando el ambiente”, opinó Salvarezza en relación a los cuestionamientos a esta operatoria por parte de algunas organizaciones, por caso Greenpeace.

Salvarezza describió que en Y-TEC “estamos trabajando muy fuertemente en la energía solar, energía eólica, en la posibilidad de hidrógeno, atómica. Estamos trabajando en seguir explotando los hidrocarburos mientras avanzamos en los otros”.

Y con relación a la prospección offshore en el área CAN-100 destacó que “este proyecto se va a trabajar además con empresas líderes mundiales (Equinor-Shell), que trabajan con todos los cuidados, en todo el mundo”.

“Las áreas de las cuáles estamos hablando, habilitadas para los estudios sísmicos y para ser exploradas, están lejos de la costa, entre 350 y 400 kilómetros. La contaminación visual de la que se habla, no va a existir de ninguna manera”. “Se ha manejado también con liviandad el hecho de mostrar playas con petróleo. Es propaganda. Si uno consulta a los principales científicos, es altamente improbable que un eventual incidente ocurra”, consideró.

El gobierno nacional autorizó a Shell Argentina a unirse a YPF y a Equinor para explorar CAN-100. YPF y Equinor son socias en CAN-114, mientras que Equinor tiene el 100 % de CAN-108.

Salvarezza remarcó que “Argentina ha elegido como socio para explotar estas áreas a una empresa que es líder mundial en offshore -la empresa estatal noruega que trabaja con todo los cuidados ambientales- y parte de la explotación en caso de que se encuentre petróleo, la va a capitalizar YPF, lo que significa que es en beneficio de todos los argentinos”.

“ El tema es muy claro: ningún país desaprovecharía recursos sin explotar. Tenemos que pensar en explotar lo que tenemos mientras miramos el futuro, mientras trabajamos en la transición energética. Además, esto es una apuesta al gas, que es apostar al futuro y a un combustible de transición”, afirmó.

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Convocan Audiencia Pública para discutir el subsidio parcial estatal del gas PIST

La Secretaría de Energía convocó a Audiencia Pública a los efectos “del tratamiento de la porción del precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) que el Estado Nacional  tomará a su cargo en el marco del “Plan de Promoción de la Producción del Gas natural Argentino” – Esquema de oferta y demanda 2020-2024-,aprobado mediante el Decreto 892 de noviembre del 2020.

La Audiencia Pública se realizará el 31 de enero a partir de las 10:00 horas, a través de la Plataforma “Webex”, dispuso la Secretaría a través de la resolución 2/2022, publicada en el Boletín Oficial.

“A los fines de la realización de la Audiencia Pública, deberán disponerse mecanismos para la participación simultánea de usuarias/os e interesadas/os de las distintas jurisdicciones, a cuyos efectos se habilitarán centros de participación que contarán con herramientas tecnológicas para su conexión”, señala la resolución.

Podrá participar en la Audiencia “toda persona humana o jurídica, pública o privada, que invoque un interés simple, difuso o de incidencia colectiva, conforme los requisitos previstos en el “Reglamento General de Audiencias Públicas para el Poder Ejecutivo Nacional” aprobado mediante el Decreto 1172/2003.

Las personas jurídicas, organismos o entidades interesadas podrán participar por medio de sus representantes debida y previamente registrados mediante el instrumento legal correspondiente, admitiéndose la intervención de UN (1) sólo orador en su nombre.

Las y los interesados deberán inscribirse en forma previa y hasta DOS (2) días hábiles administrativos previos a la realización de la Audiencia Pública, a través del formulario de inscripción disponible en el sitio web https://www.argentina.gob.ar/economia/energia.

El informe técnico elaborado por Energía a exponerse en la Audiencia Pública se encontrará a disposición de los interesados en el sitio web antes mencionado.

A los efectos de facilitar la participación de las/los interesadas/os y usuarias/os del servicio público de gas natural de las distintas jurisdicciones, el sitio web indicado se encontrará habilitado para recibir presentaciones, las que estarán contenidas en el Informe Final previsto en el  “Reglamento General de Audiencias Públicas para el Poder Ejecutivo Nacional” (Anexo I del Decreto 1172/03).  La participación de los interesados por esta vía se extenderá hasta el día y hora de finalización de la Audiencia.

La Audiencia Pública será presidida por el Secretario de Energía y/o en quien éste delegue, quienes podrán actuar indistintamente, en forma conjunta o alternada. La implementación, coordinación y organización de la Audiencia Pública estará a cargo de la Subsecretaría de Hidrocarburos.

El Informe Final de la Audiencia Pública será publicado mediante aviso en el Boletín Oficial y en la página web de la Secretaría.

En los considerandos de la resolución se hace referencia a que “en materia de tarifas del servicio público de distribución de gas natural a ser abonadas por los usuarios y las usuarias, a través de la Ley 27.541 se facultó al Poder Ejecutivo Nacional a iniciar un proceso de renegociación de la revisión tarifaria integral vigente, o iniciar una revisión de carácter extraordinario en los términos de las Leyes  24.065, 24.076 8marcos regulatorios) y normas concordantes, propendiendo a una reducción de la carga tarifaria real sobre los hogares, comercios e industrias”.

También se señala que “por el Decreto 1020/2020 se determinó el inicio de la renegociación de la revisión tarifaria integral vigente correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural que estén bajo jurisdicción federal, fijando un plazo máximo de DOS (2) años para su realización, desde la fecha de entrada en vigencia de la citada medida”. La R2/2022 puntualiza además que “constituyen objetivos centrales del Poder Ejecutivo Nacional proteger los derechos de los usuarios y actuales y futuros del servicio de gas natural, y cuidar los ingresos de dichos usuarios a través de la determinación de tarifas que cumplan con los criterios definidos por la Corte Suprema de Justicia de la Nación, asegurando la certeza, previsibilidad, gradualidad y razonabilidad de dichas tarifas”.

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Edesur adjudicó un contrato de servicio a GE para modernizar la red eléctrica

El negocio Grid Solutions de la compañía GE Renewable Energy se adjudicó un contrato de servicios por parte de la distribuidora Edesur, parte del grupo Enel Argentina, para proporcionar el mantenimiento preventivo y repuestos estratégicos para tres subestaciones claves en la Ciudad de Buenos Aires. En conjunto, estas subestaciones suministran energía a más de 500 mil hogares e industrias. Edesur posee, en total, una red de 28 mil kilómetros y la demanda de energía ronda los 20 TWh.

El proyecto de modernización global incluye la ejecución de un mantenimiento mayor en todas las bahías de las subestaciones, incluyendo inspección de los principales componentes de los equipos GIS y ejecución de las reparaciones aplicables, además del suministro de repuestos estratégicos para el stock de Edesur, según informó en un comunicado la compañía GE Renewable Energy.

“Los equipos GIS fabricados por GE en los años 80 y 90 operan en 220 kV y 132 kV. Debido a su posición estratégica dentro de la red de Edesur, el trabajo de mantenimiento debe realizarse con un impacto mínimo en las operaciones del cliente. Con ese fin, Edesur en coordinación con el SACME entregará a GE un plan de apagado para cada subestación y una definición de las etapas de trabajo por equipo alineados con el pronóstico de demanda de suministro de energía y las restricciones operativas de Edesur, para maximizar la confiabilidad del sistema durante la ejecución de las obras”, continúa el texto.

“El sector energético debe cambiar rápidamente para ser sostenible a largo plazo, la transición energética es imprescindible para combatir el cambio climático y sin duda la red es la infraestructura que habilita esta transición, interconectando la generación de energías renovables y los consumidores finales; es así como las redes de distribución se convierten en el actor principal para conseguir un mundo sostenible. Por lo tanto, este gran proyecto que estamos llevando adelante con GE, uno de nuestro stakeholder, es necesario para realizar inversiones para la renovación, modernización, digitalización y rediseño de las futuras redes de distribución para que sean más resiliente con el fin de garantizar el mayor nivel de calidad del servicio a los clientes”, señaló Gianluca Palumbo, gerente General de Edesur.

«Apoyar a los operadores de distribución como Edesur para garantizar un suministro de energía confiable y sostenible a las comunidades e industrias locales es nuestro enfoque y compromiso diario», destacó Maria Fernanda Locarnini, líder de Ventas Senior de Grid Solutions de GE en el Cono Sur de América Latina. Y agregó: “hace décadas nos asociamos con Edesur para construir estas tres subestaciones encapsuladas en gas. Hoy, GE ofrece un programa de modernización personalizado para ayudar a extender la vida útil de estas subestaciones”.

Para llevar a cabo la modernización de los equipos GIS de Edesur, “GE aporta su experiencia de campo y productos como fabricante original de los equipos para mantener, reparar y suministrar repuestos de alta calidad para equipos de alta tensión. Con su cobertura global y local de servicios, GE moviliza las competencias técnicas necesarias para construir un equipo dedicado para ayudar a los clientes a modernizar sus redes eléctricas como parte de su transformación energética”.

Grid Solutions es una unidad de negocio de GE Renewable Energy y cuenta con más de 13.000 empleados a nivel global. Proporciona equipamientos, sistemas y servicios a concesionarias de energía e industrias de todo el mundo con el fin de suministrar energía de manera confiable y eficiente desde el punto donde se genera hasta el consumidor final.

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Lanzan la licitación para recontratar el buque regasificador de Bahía Blanca, que este año llegará más temprano que en 2021

La empresa estatal Integración Energética Argentina (IEASA, ex Enarsa) puso en marcha el proceso licitatorio para recontratar el buque regasificador de Bahía Blanca. El año pasado el servicio lo prestó el barco Excelsior de Excelerate Energy, la compañía que siempre estuvo a cargo de la operación de la terminal regasificadora, desde que esta empezó a funcionar en 2008.

La principal novedad que se desprende del pliego licitatorio que confeccionó IEASA es que, en lugar de entrar en operación el 31 de mayo como el año pasado, en 2022 el barco empezará a operar antes, el 18 de mayo. El gobierno busca, de esta manera, que no lo suceda lo mismo que el año pasado, cuando debió consumir combustibles líquidos por la falta de gas natural.

El buque que regasifica el LNG (Gas Natural Licuado) estará en funcionamiento hasta el 31 de agosto de 2022.

EconoJournal accedió a las bases de la licitación que lanzó IEASA, donde se especifica que durante este mes se realizarán las respuestas a las consultas de los interesados en el proceso licitatorio. La ex Enarsa recibirá las propuestas hasta el 8 de febrero.

IEASA es la compañía que está a cargo de la importación de LNG en el país e YPF es la empresa que opera la terminal de Bahía Blanca. Según las bases y condiciones, ambas compañías harán la evaluación de las propuestas de la licitación, donde tendrán que “seleccionar la más atractiva a más tardar el 1° de marzo”. La propuesta seleccionada tendrá hasta el 1° de marzo para presentar una garantía de US$ 5 millones.

En la licitación se aclara: “dado que se espera que el sistema de gas natural argentino requiera nuevamente que la terminal de regasificación de Bahía Blanca esté operativa durante el período invernal de 2022, IEASA está emitiendo esta solicitud de propuesta para asegurar la adquisición de una FSRU (Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación) confiable y económica, y los servicios relacionados, con el requisito de tenerlo en pleno funcionamiento antes del 18 de mayo de 2022”.

Recontratación

La terminal de Bahía Blanca había dejado de operar en 2018, pero el invierno de 2021 retomó el funcionamiento para abastecer el fuerte aumento de la demanda de gas que tiene la Argentina en los meses de bajas temperaturas. A pesar del incremento de la producción de gas natural que registró el país el año pasado con el Plan Gas (y de la caída de los envíos desde Bolivia), todavía no es suficiente para abastecer la demanda invernal y se requiere de la importación de LNG.

En los últimos 13 años, IEASA importó LNG en las terminales de Bahía Blanca, que comenzó a operar en 2008, y de Escobar, que inició su actividad en 2011. La terminal de Bahía Blanca dejó de funcionar en octubre de 2018.

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Cabandié: «A partir de ahora la actividad offshore tendrá un componente ambiental con científicos que den el visto bueno a cada uno de los procesos»

En pleno debate en torno al proyecto de exploración offshore que la petrolera noruega Equinor llevará a cabo junto a YPF y Shell en tres áreas ubicadas a 300 kilómetros de las costas de Mar del Plata, el ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación, Juan Cabandié, se refirió a la iniciativa y remarcó que “a partir de ahora, la actividad offshore en nuestro país, tendrá un componente ambiental para revisar, asistir y tener técnicos y científicos en la prospección sísmica que puedan dar el visto bueno a cada uno de los procesos”.

El titular de la cartera ambiental, que autorizó a través de la Resolución 436/2021 los trabajos de exploración hidrocarburífera en los bloques CAN 100, CAN 108 y CAN 114 del Mar Argentino, sostuvo que «aunque hubo diversas prospecciones sísmicas en los últimos años, es la primera vez que el Ministerio de Ambiente participa del estudio de impacto ambiental y esto es un dato positivo”.

“Las actividades de exploración que efectuará un buque que recorrerá el área se realizarán cumpliendo los más altos estándares de seguridad internacionales, tomando las experiencias de Canadá y Brasil”, explicó el funcionario y agregó que “el Plan de Gestión Ambiental aumentó las medidas de control como el radio de exclusión para proteger la fauna marina”.

Juan Cabandié, ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible

Las declaraciones de Cabandié en favor del proyecto cuestionado por grupos ambientalistas con Greenpeace a la cabeza, se sumaron a las voces defensoras de varios funcionarios públicos como el ministro de Desarrollo Productivo Matías Kulfas, el gobernador de la Provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof y la portavoz de Presidencia, Gabriela Cerruti, además de entidades del sector hidrocarburífero como el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).

“Tenemos actividad hidrocarburífera desde 1970. Hoy el 17% del gas que usamos proviene de la actividad offshore que se realiza en plataformas en el Mar Argentino y las actividades de exploración permitirán mejorar el conocimiento de los recursos existentes en el lecho submarino para poder planificar el uso de los hidrocarburos en el marco de la transición hacia una matriz energética sostenible y baja en emisiones de gases de efecto invernadero”, subrayó el ministro de Ambiente.

En la misma línea, respecto de la necesidad de descarbonizar el planeta a nivel global, el funcionario aclaró que el uso de gas y petróleo “no se puede cortar de la noche a la mañana porque entraríamos en un colapso social y económico inimaginable. Por eso, si Argentina tiene sobrantes de gas, podemos exportarlo y eso puede redundar en que países que tienen su matriz energética en base a carbón reduzcan emisiones y consigamos dólares para comprar molinos eólicos”, concluyó Cabandié.

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La minería aportó US$ 53.813 millones y es la única industria con saldo positivo en 17 años

El sector minero aportó US$ 53.813 millones a la Argentina entre enero de 2003 y octubre de 2021, con lo que se convirtió en la única industria que tuvo saldo positivo en dólares todos los meses durante 17 años, de acuerdo con un análisis cambiario realizado sobre el citado período en base a los balances del Banco Central. El informe -elaborado por la Secretaría de Minería- destacó que los ingresos de divisas por inversión extranjera directa (IED) en el sector enero de 2003 y octubre de 2021 explicaron el 20,16% del total, equivalente a uno de cada cinco dólares, por […]

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Bahía Blanca sería designada como la base de la explotación petrolera

Las exploraciones no serán frente a Mar del Plata, sino a 400 kilómetros dicen desde el Gobierno. Luego del visto bueno de parte del gobierno nacional, del proyecto para la realización de actividad sísmica en tres bloques offshore ubicados en la Cuenca Argentina Norte,  un área que iría de Mar del Plata hasta Bahía Blanca, hay cada vez más las chances de que la mencionada ciudad sea una de las bases de la explotación petrolera. Esto está cada vez más cerca luego de las declaraciones de la portavoz de la Presidencia, Gabriela Cerruti, quien ayer aseguró que las excavaciones no […]

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YPF explorará un nuevo bloque offshore en el Mar Argentino y presentó el estudio de impacto ambiental

La petrolera de bandera presentó dicho estudio para la adquisición de sísmica 3D en un nuevo bloque de la Cuenca Argentina Norte. Es el área CAN 102, frente a las costas de la provincia de Buenos Aires, al límite con aguas de Uruguay. YPF es el operador con un 50% y está asociada a la noruega Equinor, que posee el otro 50% del área. “YPF ya presentó el estudio ambiental de CAN 102” , confirmaron fuentes de la industria. Se trata de un dato importante ya que la información se conoce después de la aprobación del estudio de impacto ambiental […]

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La Provincia de Buenos Aires licitó obras por más de 1.200 millones de pesos

Los trabajos apuntan a aumentar la seguridad y contemplan la repavimentación de la Ruta Provincial N° 76 -en Coronel Suárez- y la instalación de luminarias en la intersección de la Ruta Provincial N° 86 y la Nacional N° 226 -en Pehuajó-. La Dirección de Vialidad de la provincia de Buenos Aires -dependiente del ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos- licitó la obra de repavimentación de la Ruta Provincial N° 76, a ejecutarse en Coronel Suárez, y la de iluminación en la intersección de la Ruta Provincial N° 86 y la Nacional N° 226, en el partido de Pehuajó. La obra […]

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Entre congelamiento tarifario y costos en alza: ¿qué futuro le espera a la mayor distribuidora de gas del país?

La compañía advierte que sin tarifas “justas” se seguirá deteriorando su ecuación financiera y no podrá hacer frente a las inversiones para el servicio El largo congelamiento de las tarifas que se prolongó en esta última etapa por más de dos años y medio, sumado a las medidas tomadas por el Gobierno para afrontar la emergencia sanitaria del Covid-19, pegaron fuerte en la principal distribuidora de gas de la Argentina. Es decir en Metrogas, que viene acumulando balances negativos como los del 2021, que cerrará con pérdidas mayores a los $10.000 millones, y el del 2020 cuando acumuló un rojo […]

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Córdoba: Ecogas reclamara un 25,5% de aumento en las boletas de gas

También pedirá que lo que pagan los usuarios que tienen un atraso del 55%. El próximo 19 de enero, será la audiencia pública en la que las licenciatarias del servicio de transporte y distribución de gas natural de todo el país expondrán sus pedidos de incremento para 2022. En la provincia, el pedido de aumento de Distribuidora de Gas del Centro (Ecogas) promedia el 25,5% respecto de los valores actuales para la tarifa plena. Despues de la audiencia, el Enargas definirá la suba de tarifas transitorias hasta que se establezca un nuevo régimen de actualización que reemplazará al actual y […]

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ExxonMobil realiza dos descubrimientos en la costa de Guyana

ExxonMobil hizo dos descubrimientos de petróleo en Fangtooth-1 y Lau Lau-1 en el bloque Stabroek en la costa de Guyana. Los descubrimientos de Fangtooth y Lau Lau se sumarán a la estimación previa de recursos recuperables de 10 mil millones de barriles equivalentes de petróleo. El resultado positivo respalda la estrategia para probar objetivos de exploración más profundos dentro del bloque Stabroek. Más de 3200 guyaneses apoyan ahora las actividades de exploración y producción en curso El pozo Fangtooth-1 encontró aproximadamente 164 pies (50 metros) de reservorios de arenisca que contienen petróleo de alta calidad. El pozo fue perforado en […]

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A 20 años del traumático final de la convertibilidad, el dólar cuesta 200 veces más

Pasaron dos décadas y la inflación no se frenó, la deuda pública se triplicó y al FMI se le debe cuatro veces más que en aquel entonces Ese 31 de diciembre de 2001 no fue un día más en la historia argentina. Unas horas antes que la Asamblea Legislativa eligiera a un nuevo presidente de la Nación para completar el mandato de Fernando De la Rúa, que había renunciado el 20 de diciembre, se produjo un diálogo difícil entre los dos senadores más importantes de ese momento. “Si vos no aceptás la presidencia de la Nación hoy, vas a ser […]

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La implementación de Código QR en facturas del servicio público de gas por redes incorpora beneficios para usuarios y usuarias conforme Resolución 293/21 del ENARGAS

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) informa que, mediante Resolución N° 293/2021 del 28 de agosto de 2021 -y su modificatoria- resolvió que las Licenciatarias del Servicio Público de Distribución de gas por redes incorporaran en cada comprobante electrónico de la Liquidación de Servicio Público emitido, la identificación de un código de respuesta rápida “QR” interoperable, que habilita el acceso para su pago a través de billeteras virtuales. Todo ello, para permitir al usuario o usuaria realizar el pago, en forma presencial o remota, con los medios de pago que operan las prestadoras, a través de los canales propios, […]

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Bolivia dice que la extracción directa de litio garantiza y acelerará su industrialización

El Gobierno de aquel país defendió anteayer que la aplicación de la tecnología de extracción directa de litio (EDL) hará más rápido el proceso de industrialización de este recurso y alcanzará la tan esperada producción de derivados a escala industrial en 2025. El Viceministro de Altas Tecnologías Energéticas, Álvaro Arnez, argumentó que con EDL el uso de litio y dar valor añadido a través de la industrialización. “Esto nos permitirá dar un salto cualitativo y llegar a finales de 2024 o principios de 2025 con la producción a escala industrial de hidróxido de litio y cátodos de baterías”. Arnez fue […]

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Empresa israelí desembarca en Latinoamérica con una carpeta de proyectos concreta

Yehuda Levi Group es un Holding empresarial con sede principal en Tel Aviv, Israel, conformado por varias empresas de diferentes sectores industriales.

“Nuestro grupo es socio de Millennium Solar IL, una empresa que desarrolla paneles solares híbridos PVT (fotovoltaica y térmica) avanzados y es fabricante con una gran capacidad de producción (el único fabricante israelí de PV y PVT), vendedor, integrador, constructor y operador de IPP de estaciones de energía solar fotovoltaica”, cuenta Joseph Abinun De Lima, Director de Negocios de Yehuda Levi.

El directivo destaca que Millennium es una firma de renombre en Israel y que ha instalado sistemas fotovoltaicos en 20 países por un total de 1.268 MW. “También es importante resaltar que hemos desarrollado nuestra propia tecnología, por la cual tenemos 29 patentes registradas en Estados Unidos e Israel, esto nos proporciona importantes ventajas tecnológicas”, enfatiza.

Fuente: Yehuda Levi

En una entrevista para Energía Estratégica, De Lima cuenta cuáles son los planes de Yehuda Levi en Latinoamérica y qué desafíos encuentran a la hora de evaluar la región.

¿Cuáles son los países de la región más atractivos para la empresa?

Europa sigue siendo nuestra prioridad, donde se pueden firmar PPA a casi 3 veces más que en América Latina. Pero todo es un balance porque Latinoamérica tiene lugares de radiación mucho más alta que en Europa que compensan el precio de venta. Analizamos muy bien cada mercado en donde vamos a desarrollar un proyecto, no existe un país en especial cada uno tiene sus fortalezas y debilidades.

¿Qué objetivos se están proponiendo para el 2022 y en qué países tienen pensado operar dentro de Latinoamérica?

Nuestra ruta para el año 2022 es iniciar con 150 MW para llegar a un total de 800 MW en América Latina. Ya estamos trabajando para desarrollar proyectos en Ecuador, Colombia, Guatemala y Brasil.

Se baraja el lanzamiento de subastas de energías renovables, como en Chile y Colombia. ¿Analizan participar allí?

He analizado las subastas, pero los precios terminan siendo por debajo del valor de los PPA que se puede conseguir fuera de ella, por lo cual la subasta no es algo que nos ha interesado participar.

¿Cuáles son los principales desafíos que analizan al momento de querer lanzarse dentro de Latinoamérica?

Los mayores desafíos que vemos es la seguridad política y regulatoria que pueda mantener las reglas del mercado a largo plazo. Hay regiones de América Latina muy favorables como Colombia, donde el Ministerio de (Minas y) Energía viene trabajando fuertemente en la regulación del mercado. Hay muchos desafíos por mitigar, pero para eso nos asesoramos muy bien antes de dar un paso adelante en cada país que invertimos.

¿Yehuda Levy analiza otras unidades de negocio disruptivas como el hidrógeno verde?

Hemos evaluado las ventajas y desventajas de entrar en este negocio, es algo que estamos iniciando a evaluar con algunas empresas asociadas, pero no es nuestra prioridad a corto plazo. Para nosotros el almacenamiento energético y la generación PV es el foco principal para el 2022.

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First Solar ya apunta a asegurar suministro fotovoltaico post 2023

Elié Villeda, country manager México de First Solar, dialogó con Energía Estratégica y explicó un poco del modus operandi de la compañía frente al panorama actual del mercado fotovoltaico de Latinoamérica, que por momentos se ve influenciado por diversos aumentos y falta de suministro de los componentes enviados desde China. 

“Para LATAM estamos ayudando a varios clientes a que puedan asegurar su suministro post 2023. Dejamos abierto el contrato y les brindamos flexibilidad para que puedan ver el pipeline de desarrollo de productos y las variables que puedan cambiar”. 

“¿Qué se ofrece para 2023 y 2024? Hay una necesidad de utilizar paneles solares, ya en el momento del diseño, y con los clientes sabemos y damos a entender qué ocurre en términos de suministro mundial”, mencionó. 

Y continuó: “Al precio dado al cliente, se incluye que nosotros asumimos cuál será la cantidad que se gastará en el flete. Y si se llega a incrementar ese costo en el momento que se calendariza el envío, somos transparentes con el cliente para que sienta la confianza de que no es un tema que controlemos”. 

Por otro lado, Elié Villeda también puso la mirada en las petroleras, que cada vez más anuncian planes de sustentabilidad y transición energética: “Son jugadores enormes, que tienen un enorme poder financiero, entonces cambia el tema de suministro. Acaparan toda la producción e incluso pueden hacer compras para el 2022 o hasta los años 2024 y 2025”.  

“Y en términos de gran escala, si se quieren asegurar precios bajos, se debe comprar con más tiempo de antelación”, agregó. 

Justamente, First Solar cerró un gran 2021 en términos de generación distribuida y gran escala, al punto que abrieron mercados donde no estaban presentes y ya se encuentran en países de lar región como Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, México y República Dominicana, según comentó el entrevistado. 

A la vez que trabajan en bajar el coeficiente de temperatura, así como disminuir la degradación – ya están en 0.3% y este año se prevé garantizar 0.2% – y aumentar la potencia de sus paneles solares ofrecidos. 

“También anunciamos que incrementaremos capacidad y para finales de 2022 deben entrar en operación nuestra tercera planta en Estados Unidos (3.3 GW) además de una cuarta planta en la india de 3.3 GW, lo que nos pondrá en un total de 11 GW de manufactura”, amplió. 

Además, Villeda no fue ajeno a la cuestión inflacionaria y alza de precios que tuvo la materia primera y el transporte marítimo de contenedores (llegó a costar USD 20000), pero aseguró que siguen siendo competitivos con los chinos y fue optimista en cuanto a los valores a futuro: 

“Para 2023, quizás se podrían ver reducciones a valores como aquellos pre pandémicos. Aunque dependen de si arreglan las cadenas de suministro global”, aclaró. 

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Argentina sumó 1 GW de potencia renovable de gran escala durante el 2021 y acumula más de 5 GW

Argentina instaló exactamente 1 GW de capacidad renovable de grandes centrales conectadas al sistema eléctrico nacional durante el año pasado, según los datos que aporta la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA). 

Para ser precisos, inició el 2021 con 4.116 MW operativos y lo culminó con 5116 MW entre parques eólicos, solares, hidroeléctricos y de bioenergía (biomasa y biogás) distribuidos a lo largo y ancho del país. 

La mayor potencia añadida el año pasado se dio gracias a la incorporación de 669 MW en aerogeneradores, de los cuales 617 MW se ubicaron en la Patagonia (total de 1576 MW) y los otros 52 MW fueron en la región de Buenos Aires + GBA (posee 1177 MW). 

Y si a ello se le agregan los megavatios previamente instalados en el resto de Argentina, la eólica acumula 3292 MW, por lo que sigue siendo la fuente renovable predominante en el país (64,3%) e incluso fue la de mayor participación anual en la generación entre todas las energías limpias (74%). 

Un segundo más abajo se posiciona la industria fotovoltaica en lo que respecta a capacidad adicionada en el segundo año pandémico, 302 MW, alcanzando así 1061 MW, equivalente al 20,7% del total renovable operativo. 

Esta tecnología se distribuye en el Noroeste Argentino (sumó 200 MW y llegó a 693 MW), la región de Cuyo (añadió 102 MW y por ende tiene 307 MW) y la Región Centro (Córdoba – San Luis), que se mantuvo en 61 MW.

Por el lado de las centrales hidroeléctricas, incorporaron solamente 2 MW en la regiones del NOA y Cuyo (1 MW en cada una) y la potencia se estableció en 502 MW instalados en la República Argentina.

Mientras que las bioenergías adicionaron 27 megavatios de capacidad en las zonas del Noroeste Argentino (15 MW más – total de 104 MW), Buenos Aires, que sumó 9 MW y acumula 41 MW, y otros 2 MW en Cuyo y entre La Pampa, Río Negro y Neuquén. Por lo que su potencia ya se eleva a 261 MW, conforme a la información brindada por CAMMESA, radiografía región por región.

Además, durante posiblemente se agregue más potencia renovable dado que el año pasado surgieron diferentes resoluciones gubernamentales para destrabar contratos en stand by que fueron adjudicados en el Mercado a Término y el Programa RenovAr, además que en el propio MATER fueron adjudicados algunos proyectos que pusieron fecha de habilitación para este 2022. 

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Kingo Energy escala con su modelo prepago de energía solar y gana terreno en Latinoamérica

Kingo Energy, empresa pionera en Latinoamérica en la implementación de energía solar prepago, prevé tener un crecimiento acelerado durante estos años.

Tras su posicionamiento en Guatemala (2013) y su establecimiento en Colombia (2020), Energía Estratégica pudo saber que avanzará con negocios en nuevos mercados de Centroamérica este 2022 y en América del Sur a partir de 2023.

“Toda Latinoamérica es nuestro mercado objetivo pero en primera instancia estamos trabajando sobre los países en donde ya tenemos alguna relación existente con actores importantes en el mercado”, introdujo a este medio Juan Fermín Rodríguez, vicepresidente ejecutivo y cofundador de Kingo Energy.

Es así que, según reveló el referente de Kingo, los planes de este año lo llevarán a iniciar operaciones en El Salvador y en Panamá, y luego avanzar en nuevos mercados como Ecuador y Venezuela.

Esta escalabilidad se debería a su modelo de negocios cuya propuesta radica, a diferencia de los “pay as you go” basados en transferencia de propiedad, en ser proveedor de energía con una garantía de servicio a largo plazo y a bajo costo.

“Nosotros mantenemos la propiedad de la tecnología pero eso nos permite instalar sistemas más grandes a las familias y garantizarles un servicio eléctrico que realmente pueda cubrir sus necesidades básicas de por vida a través de la recarga que realicen”, explicó el cofundador de Kingo.

Este atractivo es principalmente advertido por gobiernos que lo ven como una respuesta directa a las barreras de acceso a la energía en los lugares a los que no llegan distribuidoras o cooperativas eléctricas.

Por eso, el referente de Kingo asegura que, luego de haber probado distintos modelos de negocios en sus más de diez años de experiencia en electrificación rural, la estrategia que está llevando a cabo en la actualidad lo está llevando a dar un salto hacia nuevos mercados y pasar de ser una start up a posicionarse como una utility que gana cada vez más rentabilidad.

Sistema solar prepago: Un caso de éxito en Guatemala que podría ser replicado en Panamá

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Chile cerró el 2021 con más de 1.600 MW operativos en PMGD: El 70% de ellos son solares

De acuerdo al último reporte PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuida), publicado por el Coordinador Eléctrico Nacional, durante el 2021 ingresaron en operaciones 353 MW de estos emprendimientos de hasta 9 MW.

De ese modo, fue superado el record que se alcanzó el año pasado, tras la puesta en marcha de 329 MW.

En total, la temporada finalizó con un acumulado de 1.635 MW, se trata de una cifra casi tres veces superior a lo conectado hasta 2018.

Fuente: Coordinador

De esa capacidad, el 70% de la potencia corresponde a proyectos solares fotovoltaicos (1.142 MW). Le siguen los emprendimientos térmicos con el 17% (275 MW); luego los hidroeléctricos, con el 10% (164 MW); y finalmente los eólicos con el 3% (54 MW).

Fuente: Coordinador

Por otra parte, el reporte indica que existen 18 PMGD, por 77,9 MW, que iniciaron su Puesta en Servicio y que están en proceso de obtener su Entrada en Operación.

Fuente: Coordinador

Por zona

Asimismo, el documento Coordinador Eléctrico Nacional indica que la Región que mayor cantidad de PMGD concentra es la de O’Higgins, donde hay instalados 276 MW de capacidad.

La Región que le sigue es la Metropolitana, con 259 MW. En tercer lugar, el Maule, con 221 MW, y Valparaíso, con 206 MW.

Estas cuatro regiones son las únicas que han logrado superar los 200 MW de PMGD instalados hasta el momento.

No obstante, hay otras zonas con importantes volúmenes de potencia, como Coquimbo, con 140 MW y Biobío, con 139 MW.

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Proponen acelerar la implementación de mejoras regulatorias para generación distribuida en Panamá

La Estrategia Nacional de Generación Distribuida (ENGED) aún está pendiente de ser ejecutada en Panamá. Y el sector guarda muchas expectativas sobre los aspectos legales, normativos y regulatorios que propone.

Este esfuerzo, gestado a partir de mesas multidisciplinarias entre el sector público y privado, propone más de 10 líneas de acción y, entre ellas, tres tendrían especial urgencia desde la perspectiva de instaladores solares consultados. Estas son:

Simplificación y digitalización de trámites para instalaciones de GD
Incremento de los límites de capacidad de GD e inclusión de disponibilidad por circuito en plataforma digital
Evaluación, adecuación e implementación de estándares técnicos de la GD

Desde REA Solar Panamá, empresa especialista en energía solar para aplicaciones comerciales, industriales y residenciales, advierten que “acelerar” la implementación de las mismas generará un importante despliegue de esta alternativa de generación.

“Sería bueno aterrizar a la realidad las estrategias que viene trabajando la Secretaría ya que todavía existen bastantes improvisaciones al momento de autorizar instalaciones fotovoltaicas”, introdujo Luis Cuevas, Project Manager de Rea Solar Panamá.

Luis Cuevas, Project Manager de Rea Solar Panamá

Y es que en sus más de 8 años de experiencia en el sector renovable, Luis Cuevas alerta que los procesos en los municipios demoran innecesariamente la interconexión de nuevos proyectos y propone que estos y otros trámites -como el proceso de reclamos por problemas en las redes que afectan a este tipo de instalaciones- se estandaricen en el corto plazo.

“El regulador y distribuidores deben atender a la brevedad los problemas de sobrevoltaje en las redes y estandarizar el proceso de reclamos por fluctuaciones de tensión que atentan contra inversores fotovoltaicos”, consideró.

Y, aunque valoró que hay medios de protección para estos componentes de los sistemas, puso a consideración que aquellos que no los tienen o que sí cuentan con ellos pero de igual manera resultan afectados deben poder comunicarlo directamente y recibir respuesta a la brevedad.

Para ser parte de la solución, Luis Cuevas, Project Manager de Rea Solar Panamá, reveló que REA presentará aportes para mejorar este tipo de estandarizaciones en el país:

“Vamos a generar un documento con propuestas para que se estandaricen ciertos procesos que nos permitan crecer como industria. La intención es presentarlo a autoridades y que formen parte de la nueva regulación a implementar”.

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Brasil vuelve a batir récords: alcanzó 13 GW solares instalados

Brasil superó la marca histórica de 13 GW de potencia solar fotovoltaica operativa en sistemas medianos y pequeños instalados en techos, fachadas, terrenos y grandes plantas de generación centralizada.

Según la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), la fuente solar atrajo a Brasil más de R $ 66,3 mil millones en nuevas inversiones, R $ 17,1 mil millones en recaudaciones para arcas públicas y generó más de 390 mil empleos acumulados desde 2012. Con eso, también evitó la emisión de 14,7 millones de toneladas de CO2 en generación eléctrica.

Para el director general de ABSOLAR, Rodrigo Sauaia, el avance de la energía solar en el país, a través de grandes plantas y a través de su propia generación en hogares, pequeñas empresas, propiedades rurales y edificios públicos, es fundamental para el desarrollo social, económico y ambiental de Brasil. La fuente ayuda a diversificar el suministro eléctrico del país, reduciendo la presión sobre los recursos hídricos y el riesgo de nuevos aumentos en la factura eléctrica de la población.

“Las grandes plantas solares generan electricidad a precios hasta diez veces más bajos que las termoeléctricas fósiles de emergencia o la electricidad importada de países vecinos hoy en día, dos de los principales factores responsables del aumento de tarifas a los consumidores”, comentó.

“Gracias a la versatilidad y agilidad de la tecnología solar, solo se necesita un día de instalación para transformar una casa o negocio en una pequeña planta que genera electricidad limpia, renovable y asequible. Sin embargo, para una planta solar a gran escala, se necesitan menos de 18 meses desde la emisión de la ley de concesión hasta el inicio de la generación de electricidad. Así, la energía solar es reconocida como campeona en la velocidad de las plantas de nueva generación ”, añadió Sauaia.

Brasil tiene 4,6 GW de potencia instalada en plantas solares de gran escala, equivalente al 2,4% de la matriz eléctrica del país. Desde 2012, las grandes plantas solares han traído a Brasil más de R $ 23,9 mil millones en nuevas inversiones y más de 138 mil empleos acumulados. además de aportar una recaudación de R $ 6,5 mil millones a las arcas públicas.

Actualmente, las centrales solares de gran escala son la sexta fuente de generación más grande en Brasil, con proyectos en operación en nueve estados brasileños, en el noreste (Bahía, Ceará, Paraíba, Pernambuco, Piauí y Rio Grande do Norte), sudeste (Minas Gerais y São Paulo) y medio oeste (Tocantins).

En el segmento de generación de energía propia, existen 8,4 GW de potencia instalada procedente de la fuente solar. Esto equivale a más de R $ 42,4 mil millones en inversiones, R $ 10,6 mil millones en ingresos y más de 251 mil empleos acumulados desde 2012, repartidos en las cinco regiones de Brasil. Actualmente, la tecnología solar se utiliza en el 99,9% de todas las conexiones de autogeneración del país, liderando fácilmente el segmento.

Al sumar las capacidades instaladas de las grandes centrales eléctricas y la propia generación de energía solar, la fuente solar ocupa ahora el quinto lugar en la matriz eléctrica brasileña y ya superó la potencia instalada de las termoeléctricas alimentadas con petróleo y otros fósiles, que representan 9,1 GW de la matriz eléctrica brasileña.

Para el presidente del Consejo de Administración de ABSOLAR, Ronaldo Koloszuk, además de competitiva y asequible, la energía solar es rápida de instalar y ayuda a aliviar los bolsillos de los consumidores, reduciendo sus costes de electricidad hasta en un 90%. “La electricidad competitiva y limpia es fundamental para que el país recupere su economía y pueda crecer. La fuente solar es parte de esta solución y un motor real para generar oportunidades y nuevos puestos de trabajo ”, concluyó Koloszuk.

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Solis es considerada una de las mejores empresas para trabajar

Ginlong technologie (Solis) ha sido galardonada con el premio «Mejores Empresas para Trabajar en Asia» después de competir con cientos de empresas en diferentes campos. Esta gloriosa coronación es para elogiar la contribución a su construcción del sistema de gestión del talento empresarial y la mejora del valor, afirmando los logros de Ginlong Technology (Solis) en el valor central de la gestión del talento, la gestión del rendimiento, el sistema de incentivos y otros aspectos.

«Como fabricante de inversores solares de renombre mundial, Solis sabe que el desarrollo de la tecnología el mantenimiento de una ventaja competitiva dependen en gran medida del talento», dijo Lucy Lu, subdirectora general y directora de marketing de Ginlong Technologies (Solis).

«La dedicación de los empleados es especialmente importante para el éxito y el crecimiento sostenible de cualquier empresa. La misión sobre Desarrollar tecnología y alimentar al mundo con energía limpia se centra en la planificación de estrategias de desarrollo de la marca adaptadas a las características del mercado local».

«Nos sentimos honrados de recibir este premio que, reconoce a Solis por su compromiso de proporcionar valiosas oportunidades de empleo a sus empleados y por ofrecer la dedicación y satisfacción de los mismos. Además estamos dedicándonos a descubrir más talento para explorar las infinitas posibilidades de la energía inteligente y crear un futuro verde, bello y con cero emisión de carbono».

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Tarifas: la llamativa diferencia entre Bernal y Basualdo, los dos referentes cristinistas del área energética

El interventor del Enargas, Federico Bernal, reactivó a fines de noviembre los contactos con distribuidoras y transportistas de gas para modificar los cuadros tarifarios. Tal como adelantó EconoJournal el 8 de diciembre, les ofreció una mejora de sus márgenes de entre 31% y 55%, convocó a la audiencia pública del 19 de enero e incluso negoció la letra chica del informe que presentaron las empresas. De este modo, dejó allanado el camino para instrumentar la suba de tarifas y ahora solo resta conocer cuál es el número que validará la primera línea política del gobierno. Por el contrario, el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, el otro emergente energético del Instituto Patria, eligió una estrategia institucional opuesta frente a las eléctricas. Si bien fue el encargado de filtrar la semana pasada ante la prensa que los aumentos no superarán el 20% para los hogares, aún no se reunió con Edenor y Edesur, las dos distribuidoras del Área Metropolitana de Buenos Aires, ni con las empresas eléctricas del interior del país. Tampoco fijó fecha para la audiencia pública.

Diferencias

Entre las empresas de gas, el escenario está relativamente claro. Las empresas plantearon sus necesidades tarifarias para 2022 a fin de poder cumplir con la cadena de pagos (es decir, pagarle el gas que comprar a las petroleras) y reactivar su plan de inversiones. En esa dirección, reclamaron una suba promedio de tarifas del 80% para este año (con la excepción de Camuzzi Gas del Sur que pidió un aumento del 118%), con un impacto final en la factura de los usuarios de entre un 23% y un 30%. Durante los encuentros que mantuvieron en diciembre, Bernal ofreció una mejora del margen de distribución del 31% (menos de la mitad de lo que plantearon los privados). A las transportistas les ofreció un aumento del margen del 55% porque en 2021 sus tarifas se mantuvieron congeladas. Los privados aspiran a conseguir algún punto de aumento más, pero las condiciones de borde de lo que les espera está claro.

Desde el martes a primera hora, el informe con el que cada una de las compañías gasíferas reclama una recomposición tarifaria está colgado en la página web del ente regulador. Cualquiera que quiera analizar los planteos técnico-económicos de las empresas puede descargar los documentos y leerlos.

Para los eléctricos, en cambio, la desorientación es total. Desde la Subsecretaría de Energía Eléctrica, Basualdo controla la operatoria del Ente Regulador de la Electricidad (ENRE), que formalmente está cargo de la interventora Soledad Manin, una de sus colaboradoras más cercanas. Ni Basualdo ni Manin convocaron aún a los representantes de las empresas distribuidoras. Este medio relevó entre las principales empresas del segmento y todos los directivos consultados negaron haber iniciado algún contacto con funcionarios del área de energía eléctrica del gobierno.

El plazo temporal del proceso burocrático lleva a pensar que será difícil que los aumentos tarifarios de Edenor y Edesur se apliquen el 1 de febrero, como filtraron desde la Subsecretaria. Se requieren, mínimamente, unos 45 días para convocar a la audiencia pública, realizarla y luego confeccionar los informes respectivos antes de implementar los incrementos en las facturas de luz.

“Aún falta mucho tiempo. Primero el ENRE debe convocar a la audiencia e iniciar formalmente el proceso de discusión. Nada de eso pasó. Lo principal para nosotros es discutir un programa técnica para defender la calidad del servicio. Estamos esperando que nos convoquen”, dijeron fuentes cercanas a Edenor, la distribuidora controlada por el grupo liderado por José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti.

Competencias

La mayor institucionalidad de Bernal puede explicarse por diferentes motivos. Uno central es que la competencia del Enargas es federal. Es decir, la definición de las tarifas de gas —tanto para hogares como para comercios y PyMEs— tiene alcance nacional. “Por eso no puede dejar que se le caiga ninguna distribuidora, porque puede generarle un conflicto político con el gobernador o el poder político de cualquier provincia. El ENRE, en cambio, tiene potestad sólo sobre Edenor y Edesur, sólo importa a Capital Federal y el Conurbano. Políticamente, Basualdo está mucho menos expuesto”, analizó el presidente de una empresa eléctrica.

También inciden estilos de construcción disímiles. Bernal llegó al gobierno con el beneplácito de Cristina Fernández de Kirchner y participa activamente del Instituto Patria, el think tank kirchnerista, pero tiene un rol definido en la estructura de poder del espacio que lidera la vicepresidenta de la Nación. Basualdo, por el contrario, es un cuadro de La Cámpora, está enrolado en la organización que lidera Máximo Kirchner y sus decisiones están validadas por la mesa de conducción de la agrupación.

Bernal juega más libre. Acumula poder desde la estructura del ente regulador, donde sumó personal y fondos por medio de la tasa de fiscalización que les cobra a las empresas gasíferas (distribuidoras como Metrogas y Naturgy y transportistas como TGN y TGS), con las que mantiene una relación cordial y hasta cercana con algunos directivos del sector.

Basualdo no precisa establecer ese tipo de vínculo de proximidad con las empresas. Instrumenta las decisiones que valida previamente con la conducción de La Cámpora en función de una agenda política que cruza variables que exceden largamente las meramente ligadas al sector de energía eléctrica.

Pese a esas diferencias y estilos de gestión diferentes, en 2021 ambos funcionarios terminaron validando una mejora de margen de distribución —tanto de gas como para Edenor y Edesur— del 24% en el año. ¿Se repetirá este año la misma historia o el nivel del aumento de tarifas en uno y otro segmento seguirá patrones distintos?

Basualdo y Bernal son los dos referentes energéticos del Instituto Patria.

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Vestas y Pampa Energía firmaron un acuerdo para ampliar el Parque Eólico de la Bahía II en 81 MW

Vestas, la empresa líder en diseño y fabricación de aerogeneradores para el sector de energías renovables a nivel global, firmó un acuerdo con la compañía argentina Pampa Energía para desarrollar un proyecto de ampliación de 81 megawatts (MW) del Parque Eólico de la Bahía II, ubicado en las cercanías de la ciudad de Bahía Blanca, en la provincia de Buenos Aires.

Con la expansión del parque que funciona desde 2019, la capacidad combinada del complejo eólico alcanzará un total de 187 MW. La entrega de 18 turbinas eólicas V150 de 4,5 MW de potencia está prevista para el tercer trimestre de 2022 y se estima que la puesta en marcha se concretará durante el segundo trimestre de 2023.

«En Vestas, nos complace hacer crecer nuestra asociación con Pampa Energía, la compañía líder independiente e integrada en energía en Argentina. Estamos seguros de que la fiabilidad y competitividad de la plataforma de 4,5 MW combinada con el acuerdo de servicio de 20 años, diseñado para garantizar un rendimiento eficiente de los activos y optimizar la vida útil del proyecto, proporcionará a Pampa Energía seguridad a largo plazo para su negocio», expresó Eduardo Ricotta, presidente de Vestas América Latina.

Por su parte, Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, aseguró: «La importante expansión que la empresa llevará a cabo en este sitio será de gran valor para la generación de energía limpia. A través de esta inversión, Pampa Energía refuerza su compromiso con la producción sostenible de recursos energéticos y la revalorización del cuidado del medio ambiente».

Cabe destacar que no es la primera vez que Vestas y Pampa se unen para desarrollar un proyecto. En 2018, por iniciativa de ambas compañías, entró en funcionamiento el Parque Eólico Mario Cebreiro de 100 MW, ubicado a 18 km de Bahía Blanca. Con la reciente firma del acuerdo, la empresa danesa consolida su presencia en Argentina con una cuota de mercado de más del 50% de la flota de 1.5 GW en operación, al tiempo que Pampa Energía lidera la generación de energía eléctrica en el país.

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Edesur bajo observación

“El Gobierno estudia todas las maneras de controlar a las empresas que tienen las concesiones y no cumplen, y Edesur no está cumpliendo con el servicio.  En principio esperamos que haga las inversiones que tiene que hacer por los aumentos tarifarios”, dijo la Portavoz de Presidencia Gabriela Cerruti en Casa Rosada.

Dijo además que el ENRE “está aplicando multas que no se habían hecho en su momento” (por el gobierno anterior), al tiempo que añadió que la entidad de control “también fue desguazada y puesta al servicio de las empresas”.

Cerruti recordó que el gobierno de Cambiemos aumentó “en un 3.000 por ciento las tarifas y no se ve ese nivel de inversión en la infraestructura de las empresas”, y le pidió a los usuarios que “denuncian los cortes en el servicio eléctrico al ENRE”. “Seguir pidiendo aumento de tarifas no es la solución, la solución es que cumplan aquello a lo que se comprometieron, que no es lo que está haciendo Edesur”, señaló.

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Gobierno nacional y el bonaerense avalaron la actividad hidrocarburífera off shore en el país

Altos funcionarios del gobierno nacional y de la provincia de Buenos Aires formularon declaraciones en las últimas horas en relación a la decisión de reimpulsar la actividad exploratoria de hidrocarburos en el Mar Argentino, a la vez que reiteraron que la actividad petrolera y gasífera off shore se continuará desarrollando con el mayor cuidado de preservación ambiental, tal como ha venido ocurriendo en el país desde hace varias décadas.

Al respecto, lo que sigue es un detalle de los principales argumentos que expresaron :

. Gabriela Cerruti,  Portavoz de la Presidencia, señaló que “la crisis climática es una cuestión que ocupa y preocupa al gobierno nacional. Entiende que es un proceso. Nosotros tenemos que llegar a cambios de producción y consumo que van a llevar 20 0 30 años. Mientras tanto, estamos en un momento de transición”.

“No estamos de acuerdo con las posturas de un productivismo extremo o del extractivismo a cualquier costo.  Tampoco estamos de acuerdo con prohibir algunas actividades”.

“Hasta que lleguemos a ese momento en que el mundo tenga energías renovables o energías más sustentables, nosotros vamos a tener que llevar adelante un proceso de transición en donde el gas va a ser la principal fuente de energía. Pero también vamos a tener que seguir consumiendo petróleo”.

“Lo que tenemos que hacer es llevar adelante ese proceso de la manera más sustentable y consensuada posible y esto es lo que se hizo con respecto a la explotación offshore”.

“No es sobre la costa de Mar del Plata, es a 400 kilómetros (que se desarrollarán las actividades de prospección sísmica) con lo cual muchas de las imágenes que se están divulgando no son correctas. No estamos de acuerdo con generar indignación y angustia”.

“No va a haber una plataforma en la costa. La mayoría de los países, como Brasil, tienen operaciones similares y no vemos plataformas sobre la costa”.

“Estamos hablando de una etapa de exploración con una empresa Noruega (Equinor) junto a YPF y Shell que cumplieron con toda la normativa y no tuvieron antecedentes de accidentes ambientales”.

“La aprobación (del informe de impacto ambiental) tiene mucho control. Pasó por (el ministerio de) Ambiente, porque somos firmantes de acuerdos internacionales que nos demanda realizar este tipo de procesos”.  Va a ser controlado por Pampa Azul”.

“Necesitamos un diálogo profundo incluso con las organizaciones ambientales, para poder llevar adelante este proceso de transición. Hay que hacerlo con cuidado y control y mucho consenso”.

Por su parte, el Axel Kicillof  – Gobernador de Buenos Aires – dijo sobre el proyecto Offshore en el Mar Argentino que:

“En primer lugar quiero aclarar que el proyecto está en territorio nacional, en el Mar Argentino y no es jurisdicción de la provincia de Buenos Aires”.

“No va a afectar la cuestión visual (desde la costa) y es prácticamente imposible que haya un derrame”.

“Para la Provincia, podría ser una actividad económica muy importante. Para los municipios también”.

“La cuestión ambiental es importante, hay que asegurarse que estos pozos se hagan con todo el cuidado que haga falta”.

Acerca de Equinor, la empresa operadora del proyecto en el Mar Argentino: “Tiene 6.000 pozos y ningún accidente”, afirmó.

“La exploración en Mar Argentino viene de los años ‘60 y no ha generado un problema ambiental. Por eso hay que ser cautos y hablar con información precisa sobre el tema”, señaló el Gobernador bonaerense.

En tanto, Matias Kulfas,  Ministro de Desarrollo Productivo de la Nación, refirió sobre el proyecto en el Mar Argentino que “estamos absolutamente a favor del desarrollo de la actividad petrolera off shore con los resguardos ambientales necesarios”. “No estamos de acuerdo con el productivismo que se desentiende de la cuestión ambiental y también rechazamos el prohibicionismo”.

“Hemos lanzado el plan de desarrollo productivo verde y hacemos fuerza en la transición ecológica” . “Se han hecho estudios y creo que hoy hay visiones extremas”.  “Nuestra visión está alejada de las visiones extremas. Los riesgos ambientales tienen que ser gestionados”.

“Hay que producir cuidando el ambiente. Y estamos en desacuerdo con las visiones ambientalistas extremas que plantean la prohibición”.

“El camino es hacer actividades productivas con resguardos ambientales y trabajar la transición ecológica”.

“Nos parece falaz esa imagen que circuló de gente empetrolada en una playa. Esta plataforma estará a 300 y 400 kilómetros de Mar del Plata. Los riesgos ambientales son muy leves, son manejables. Río de Janeiro tiene plataformas a 200 kilómetros y la gente sigue yendo a la playa”.

“Es absurdo decir que hay un 100 % de probabilidad de derrame de petróleo”. “Lo de Greenpeace es propaganda”, puntualizó Kulfas.

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Kulfas: «Estamos absolutamente a favor del desarrollo de la actividad petrolera offshore”

El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas; el gobernador de la Provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof; y la portavoz de la Presidencia, Gabriela Cerruti, desmintieron acusaciones de grupos ambientalistas y expresaron el aval político con el que cuenta el proyecto que autorizó a la petrolera noruega Equinor a realizar trabajos de exploración hidrocarburífera offshore en tres áreas del Mar Argentino.

El eje central de las declaraciones que realizaron los funcionarios este miércoles desde la Casa de Gobierno giró en torno a la gestión de la seguridad medioambiental como parte fundamental de la actividad exploratoria que el Ministerio de Ambiente habilitó el 30 de diciembre, a través de la resolución 436/2021 publicada en el Boletín Oficial.  

«Estamos absolutamente a favor del desarrollo de la actividad petrolera off shore con los resguardos ambientales necesarios”, aseguró Matías Kulfas y agregó: “No estamos de acuerdo con el productivismo que se desentiende de la cuestión ambiental y también rechazamos el prohibicionismo. El camino es hacer actividades productivas con resguardos ambientales y trabajar la transición ecológica”.

Matías Kulfas, ministro de Desarrollo Productivo de la Nación

Respecto de las reacciones de agrupaciones ambientalistas en contra de la prospección sísmica —que promovieron este martes manifestaciones en distintas ciudades de la costa bonaerense— el ministro de Desarrollo sostuvo que “lo de Greenpeace es propaganda: nos parece absolutamente falaz esa imagen que circuló de gente empetrolada en una playa. Esta plataforma está a 300 y 400 km de Mar del Plata. Los riesgos ambientales son muy leves y es absurdo decir que hay un 100% de probabilidad de derrame de petróleo. Río de Janeiro tiene plataformas a 200 km y la gente sigue yendo a la playa”, enfatizó el funcionario.

En sintonía, Axel Kicillof remarcó que “la exploración en el Mar Argentino viene de los años ‘60 y no ha generado ningún problema ambiental. Por eso hay que ser cautos y hablar con información precisa sobre el tema”. Sobre Equinor, la empresa que operará el proyecto en sociedad con YPF y Shell, el gobernador de Buenos Aires aseguró que la firma noruega “perforó 6000 pozos (en distintas partes del mundo) y no registró ningún accidente”.

Asimismo, el ex ministro de Economía destacó los beneficios del desarrollo offshore en materia de ingresos: “Para la Provincia, podría ser una actividad económica muy importante. Para los municipios también. Hasta ahora, en el único lugar que perforaron hay US$ 32.000 millones”.

Axel Kicillof, gobernador de la Provincia de Buenos Aires

Transición energética

La portavoz de la Presidencia, Gabriela Cerruti, puso el foco en la necesidad de avanzar con el proceso de descarbonización de la matriz energética de la forma más sustentable y consensuada posible, asumiendo que la transición llevará tiempo: “Los cambios de producción y consumo van a llevar 20 o 30 años y, hasta que lleguemos a ese momento en que el mundo tenga energías renovables, el gas va a ser la principal fuente de energía y vamos a tener que seguir consumiendo petróleo”.

“No estamos de acuerdo con las posturas de un productivismo extremo o del extractivismo a cualquier costo. Tampoco estamos de acuerdo con prohibir algunas actividades. Estamos hablando de una etapa de exploración con una empresa noruega junto a YPF y Shell que cumplieron con toda la normativa y no tuvieron antecedentes de accidentes ambientales. La aprobación tiene mucho control por parte del organismo gubernamental de investigación científico-tecnológica Pampa Azul. Pasó también por Ambiente, porque somos firmantes de acuerdos internacionales que nos obligan a realizar este tipo de procesos”, explicó la funcionaria.
Y concluyó: “Necesitamos un diálogo profundo incluso con las organizaciones ambientales, para poder llevar adelante este proceso de transición”.

Gabriela Cerruti, portavoz de Presidencia

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Soberanía energética: Manzur monitoreó la puesta en marcha de la exploración hidrocarburífera en la Cuenca Argentina Norte

Junto con Cabandié y Martínez, el ministro coordinador supervisó, por indicación del Presidente, el proyecto que permitirá registrar imágenes del subsuelo marino para determinar si existen hidrocarburos, que representan el 84% de la matriz energética de la Argentina. El jefe de Gabinete de Ministros de la Nación, Juan Manzur, se reunió hoy en su despacho con el ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible, Juan Cabandié, y el secretario de Energía, Darío Martínez, con el objetivo de analizar la puesta en marcha de la exploración hidrocarburífera en Cuenca Argentina Norte, una iniciativa del Estado nacional tendiente a fortalecer el desarrollo de […]

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Se firmaron adjudicaciones en venta con tres empresas locales que van a radicar inversiones en el Parque Industrial Neuquén (PIN) por $300 millones

Se trata de UNELEC SA, Distribuidora ACME y RJ Ingeniería SA. Se generarán alrededor de 80 puestos de trabajo genuinos. Luego de las firmas de los convenios, la provincia se compromete a la venta de lotes a valor fiscal, con lo cual las empresas toman posesión del lote para comenzar sus inversiones. Facundo López Raggi, ministro de Producción e Industria,  dijo: “Trabajamos en la planificación, diseño y ejecución de políticas públicas tendientes a incrementar la participación del sector Industrial en el Producto Bruto Geográfico. Nuestro compromiso es acompañar al sector industrial, generando condiciones que otorguen crecimiento económico sostenido en nuestra […]

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Petroleros instan por una recomposición salarial

Solicitan una reunión de manera urgente para aplicar el aumento acordado para mayo en los salarios de marzo y se efectivice la cláusula de revisión paritaria. “El sector sigue purgando la incidencia de la emergencia sanitaria y del incremento inflacionario general”, esto afirman los gremios de las provincias productoras reclamando a la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE) y a la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) una audiencia para discutir la pauta salarial de este año. Los sindicatos dijeron en el comunicado que hay dos cosas claras a resolver: “La primera es un desfasaje temporal […]

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YPF inaugurará Estaciones de Servicio multi energéticas para celebrar su centenario

Son para aumentar la oferta de nuevos combustibles y el uso de la tecnología en todas sus aplicaciones. YPF cumplirá 100 años el próximo 3 de junio, y por este motivo, inaugurará una Estación de Servicio emblema en la ciudad de Buenos Aires única en Sudamérica, con todos los adelantos tecnológicos adecuados para esta nueva época. La compañía proyecta estrenar hubs multi-energías para incrementar la oferta de nuevos combustibles además de potenciar el uso de plataformas informáticas y multiplicar las opciones de pago y algunas otras novedades. Por supuesto que los nuevos emprendimientos contarán con la nueva imagen de YPF, […]

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Ignacio Sabbatella: “Ya se han hecho perforaciones offshore en la costa bonaerense”

Según el investigador del CONICET “se agitaron fantasmas” alrededor de la decisión del Gobierno Nacional de autorizar la exploración de hidrocarburos en la Costa Atlántica lo que hace necesario que “el gobierno y las empresas informen de manera adecuada a la población en cuanto a los posibles impactos ambientales”.. “En Argentina ya se han hecho perforaciones frente a la costa bonaerense y mucho más cerca de lo que se está hablando ahora. Ahora estamos hablando de una zona que está a más de 300 kilómetros y en la década del 60 y 90 se perforó a 180 kilómetros de la […]

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Desmitifican las críticas a la exploración y exploración petrolera offshore

Distintas opiniones que desmitifican la campaña de grupos ambientalistas contra la posibilidad que el país lleve adelante exploraciones o explotaciones offshore, si bien esta actividad ya se realiza en nuestra plataforma desde hace décadas y lo mismo hacen México, Brasil, Venezuela y prácticamente todos los países con petróleo, a veces de manera estatal, otras con acuerdos mixtos y también autorizando a privados con concesiones o contratos. El investigador del CONICET, Ignacio Sabbatella, dijo que se “agitaron fantasmas” en torno a la decisión del Gobierno Nacional de autorizar la exploración de hidrocarburos en la Costa Atlántica.  “Ya se han hecho perforaciones […]

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Martín Guzmán busca que provincias y multinacionales compren deuda en pesos

El ministro de Economía, ofreció a empresas multinacionales y locales que inviertan en letras y bonos del Tesoro para financiar el déficit fiscal. Lo mismo hará con las provincias que tienen superávit. Esto persigue unos claros objetivos: ayudar a financiar el déficit fiscal, que en 2021 habría cerrado en torno a 3% del Producto Bruto Interno (PBI); Reducir la emisión monetaria; el año pasado la asistencia al Tesoro fue de casi $ 2 billones y representó el 72% del financiamiento; Disminuir el stock de Letras de Liquidez (Leliq) en poder de los bancos, que superó los $ 2,2 billones y […]

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Las empresas estatales generaron un importante aporte a la reactivación económica durante el 2021

El año pasado en el que el país y la provincia de La Rioja debieron reestructurar sus economías, las empresas estatales se destacaron por concretar grandes proyectos. Nuevas obras, mejoras edilicias, investigación y desarrollo productivo, incorporación de productos locales al mercado nacional e internacional son solo algunos de los logros a resaltar. Entre lo más destacable del 2021, se encuentra la creación de nuevas empresas, como Rioja Bus, originada en febrero del último año, convirtiéndose en la única entidad encargada del transporte público en la Capital riojana, que meses después amplió su servicio a la ciudad de Chilecito. Del mismo […]

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La OPEP aprobó la idea de incrementar la producción de petróleo desde febrero

Ahora producirá unos 28,5 millones de barriles de crudo por día frente a los 30,4 millones que bombeaba antes del COVID-19. En el punto de mayor recorte de la producción, el bombeo llegó a caer a los 22,5 mbd en junio de 2020. La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) seguirá con su plan de aumentar la producción del hidrocarburo, previsto el año pasado, llevándola a 400.000 barriles diarios a partir del próximo mes de febrero. A pesar de la variante Ómicron del coronavirus que provocó una caída en el precio del petróleo llevándolo de 85 a 70 dólares […]

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Bolivia: Pozos Boicobo Sur-X1, Margarita 10 y Yarará-X1 entran en etapa de producción este año

Será desde mediados de este año según anunció ayer el Ministerio de Hidrocarburos y Energías. El primero significó un hallazgo de al menos 1 trillón de pies cúbicos (TCF) de gas e ingresará a etapa de producción en junio de este año, el segundo lo hará desde julio y el tercero producirá entre 300 y 400 barriles de crudo por día. Boicobo Sur-X1 se encuentra ubicado en el bloque Caipipendi en Chuquisaca; Margarita 10 está en el campo Margarita-Huacaya entre los departamentos de Chuquisaca y Tarija; en tanto que Yarará-X1 se encuentra en el municipio cruceño de Yapacaní. Para 2022 […]

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La OPEP aumentará su producción de crudo

La OPEP+ aumentará en 400.000 barriles diarios (bd) su producción conjunta de crudo en febrero, tal y como se preveía, pese a la incertidumbre de la nueva variante ómicron del coronavirus.

«Se ha decidido mantener la estrategia actual», dijo una fuente, citada por RIA Novosti, tras una reunión del grupo y poco antes de que la OPEP confirmara que ése ha sido el resultado de una vídeoconferencia mantenida hoy por los ministros del sector de los 23 países integrantes de la llamada OPEP+ (OPEP y aliados).

«En vista de los fundamentos actuales del mercado del petróleo y del consenso sobre sus perspectivas», los ministros certificaron «la decisión de ajustar al alza la producción global mensual en 0,4 millones de barriles diarios (mbd) en el mes de febrero de 2022″, señala la declaración final del encuentro virtual.

Con ello, la alianza OPEP+, liderada por Arabia Saudí y Rusia, sigue adelante con la hoja de ruta adoptada en julio pasado para recuperar paulatinamente el nivel del bombeo que tenía antes de recortarlo drásticamente, en mayo de 2020, para compensar la histórica caída de la demanda causada por la crisis del coronavirus.

Se acordó así incrementar mensualmente 400.000 bd entre agosto pasado y septiembre próximo, y hasta ahora el grupo petrolero se ha ceñido a este plan, de forma que a partir del 1 de febrero el tope máximo de sus extracciones se situará en 40,894 mbd.

De ese volumen, 24,808 mbd corresponden a la OPEP (sin incluir el bombeo de Venezuela, Irán y Libia) y 16,086 mbd al conjunto de los diez productores independientes aliados.

Las cuotas de Arabia Saudí (miembro de la OPEP) y Rusia (no miembro), de lejos los mayores productores y exportadores del grupo, suben, cada una, hasta 10,227 mbd el próximo mes.

La OPEP+ volver a celebrar una reunión telemática el próximo 2 de febrero.

El resultado de esta reunión de la OPEP+ era el esperado en los mercados petroleros mundiales, donde el «oro negro», tras apreciarse cerca del 75 % en 2021, mantenía una tendencia alcista, con el barril del Brent, referente para Europa, rozando los 80 dólares.

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CNE emitió las Bases Preliminares de la próxima Licitación de Suministro Eléctrico de Chile

La Comisión Nacional de Energía emitió las Bases Preliminares de la Licitación Pública Nacional e Internacional para el Suministro de Energía y Potencia Eléctrica 2022/01.

Según lo establece Ley de Licitaciones (N°20.805), las Bases Preliminares de la Licitación podrán ser observadas por las empresas distribuidoras, para que la CNE en enero de 2022 publique las Bases Definitivas del próximo proceso y se realice el llamado público a licitación.

En el marco de la ley, a la Comisión Nacional de Energía le corresponde diseñar, coordinar y dirigir el proceso de licitación pública del próximo año, cuyo objetivo es que las empresas de distribución eléctrica dispongan de contratos de suministro de largo plazo para satisfacer los consumos de sus clientes sometidos a regulación de precios (consumidores residenciales y pymes), favoreciendo la competencia, logrando precios competitivos y promoviendo el ingreso de energías limpias en beneficio de las familias chilenas.

De acuerdo con el programa definido en las Bases Preliminares de la Licitación, en junio del año 2022 se efectuaría la presentación de las propuestas por parte de las empresas generadoras nacionales e internacionales.

La CNE realizará la próxima licitación de suministro eléctrico siguiendo los objetivos de la política del Gobierno en términos de descarbonización, reducción de emisiones en el sector eléctrico, el impulso a las energías renovables no convencionales y potenciar la participación de Sistemas de Almacenamiento.

Las Bases Preliminares de la licitación contemplan algunos cambios, tales como que el respaldo de las ofertas deberá realizarse con tecnología distinta al carbón o diésel, y los oferentes deberán respaldar en cada uno de los bloques de suministro horario una porción de la energía ofertada.

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Andes Solar confirma licitación para la construcción de un parque fotovoltaico de 145 MWp con almacenamiento

Andes Solar inicia el año 2022 con buenas noticias en el mercado chileno. El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) emitió una Resolución de Calificación Ambiental (RCA) favorable para el proyecto Andino Las Pataguas de 145 MWp de capacidad y que incluye 44 MW en baterías para el almacenamiento de la energía generada.

Felipe Araneda, gerente de Desarrollo y Nuevos Negocios Chile & Perú en Andes Solar, adelantó a Energía Estratégica que este año desde la empresa se abocarán a concluir con el resto de tramitología y confirmar quiénes serán los proveedores de la industria:

“En septiembre tendríamos el Layout definitivo para empezar a licitar la construcción y enviar las órdenes de compra antes del fin de este año”.

Si todo avanza acorde a lo planeado, el proyecto debería entrar en operación en 2024. Al respecto, es preciso indicar que el proyecto ya tiene comprometida la venta de energía y cuenta con financiamiento asegurado a través de Equity de un inversionista.

Contemplando aquello, se proyecta iniciar la construcción del proyecto Andino Las Pataguas en el primer semestre del 2023; así lo aseguró Felipe Araneda a este medio, quien además puso a consideración que la puesta en marcha del proyecto podría adelantarse a lo comprometido mediante contrato.

“Creemos que es posible finalizar la construcción y estar listos para interconectar el proyecto a la Subestación Eléctrica Las Arañas antes de lo previsto”, señaló el gerente de Desarrollo y Nuevos Negocios Chile & Perú en Andes Solar.

Estas serían buenas noticias para la comuna de San Pedro en la Región Metropolitana, lugar donde se prevé ubicar este parque que cubrirá 270 hectáreas de superficie aproximadamente. Según detalló el referente de Andes Solar, además de garantizar empleo local a postulantes para la construcción de este proyecto, contemplan llevar a cabo una serie de iniciativas ambientales en aquella comuna tales como la reforestación de especies xerofíticas y la preservación de los cursos de agua en torno al proyecto.

No se trata del primer emprendimiento de Andes Solar en Chile. Con una presencia activa hace más de 8 años en el país, la empresa ha participado en más de 50 instalaciones de tecnología solar fotovoltaica y continúa impulsando nuevos proyectos de autoconsumo en sitio, proyectos PMGD y Utility Scale en regiones como Valparaíso, Metropolitana, Ñuble y otras.

En la actualidad, mantiene un pipeline de 350 MW en total que están cursando algún tipo de permisología.

Entre los proyectos emblemáticos de la empresa que ya están operativos se pueden mencionar los parques solares PMGD Alicahue -en funcionamiento desde 2018- y Peñaflor que es el último que puso en marcha, mientras que en Utility el Parque Fotovoltaico Andino Las Pataguas es uno de los proyectos que mayor avance tiene en construcción actualmente.

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EGE Haina y Grupo Popular colocan con éxito primer tramo del fideicomiso verde Larimar

Inversiones Popular, puesto de bolsa del Grupo Popular, colocó con éxito el tramo inicial de la primera emisión verde del país del Fideicomiso de Oferta Pública Larimar I No. 04 – FP, constituido por la Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina), con una demanda que superó en 15.27 veces la oferta de US$20 millones, lo cual denota el interés de los inversionistas por este tipo de instrumentos de inversión que fomentan el desarrollo sostenible de República Dominicana.

Los US$20 millones del tramo inicial de este primer bono verde dominicano salieron al mercado el pasado 29 de diciembre con una tasa fija en dólares de 5.15%, distribuidos en 2 millones de valores de fideicomiso, cuyo principal activo subyacente está conformado por los derechos económicos del Parque Eólico Larimar I, propiedad de EGE Haina, siendo su vencimiento máximo el 31 de julio de 2036.

Según el aviso de colocación publicado en prensa nacional el pasado 21 de diciembre, el pago de intereses en dólares se hará de forma semestral, con amortizaciones anuales de capital a partir de julio de 2022.

El monto total que la Superintendencia del Mercado de Valores (SIMV) aprobó en mayo de 2021 fue de US$100 millones, por lo que está previsto la colocación de nuevos tramos a lo largo de este año 2022.

Bono verde

El fideicomiso Larimar I obtuvo una calificación de riesgos A, otorgada por la agencia calificadora Feller Rate Dominicana, mientras que la Pacific Corporate Sustainability verificó el cumplimiento del Marco de Valores Verde con los lineamientos de Bonos Verdes emitidos por la SIMV y de la Asociación Internacional de Mercados de Capitales (ICMA, por sus siglas en inglés). Para ser considerada como una emisión de valores con impacto ambiental, entre otros aspectos, los fondos captados se destinan a financiar o refinanciar proyectos “verdes”, como es la inversión en activos sostenibles y socialmente responsables, en este caso, el Parque Solar Girasol de EGE Haina, que es la central fotovoltaica más grande del país y de las Antillas.

El programa de emisiones de este fideicomiso verde fue diseñado por el equipo de Banca de Inversión del Banco Popular en conjunto con el equipo de EGE Haina, de acuerdo a los lineamientos de la SIMV y de la ICMA, lo cual permitió obtener la primera certificación de Bono Climatico (Climate Bonds Initiative) en el pais. En tanto, el fideicomiso es administrado por Fiduciaria Popular.

Con la colocación del tramo de esta primera emisión verde del país, tanto EGE Haina como el Grupo Popular reafirman su compromiso con una economía baja en emisiones y el desarrollo sostenible de la nación, fomentando para ello la convergencia entre la innovación financiera, los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas y las metas del Acuerdo de París para mitigar los efectos nocivos del cambio climático.

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Una reforma al sector eléctrico hondureño atraería inversiones para energías renovables

Honduras vive un mes muy tenso y lleno de ansiedades por el cambio de gobierno que se llevará a cabo a fin de mes.

Entre los temas de debate en torno a las alternativas existentes para impulsar mejoras en el sector eléctrico se destaca el pedido de escisión de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) que promueven distintos stakeholders.

Según explican aquellos, con la escisión no se trataría de privatizar la empresa sino modernizar su estructura dividiendo en unidades de negocios a la actual empresa estatal para ordenar y mejorar los negocios principalmente vinculados a generación, transmisión, distribución y comercialización.

En conversación con este medio, Elsia Paz, presidente de la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER), consideró que la eventual escisión de la empresa eléctrica estatal sería un paso importante para atender las urgencias que tiene el mercado como reforzar las redes, sanear deudas e impulsar nuevos proyectos de generación.

«El 80% de las mejoras que requiere el sector eléctrico precisa de voluntad política», señaló la referente empresaria.

De allí es que valoró como “un punto de oportunidad” la renovación de autoridades para impulsar un mercado donde la carga de oferta y demanda no recaiga por completo en el sector público y se generen condiciones de competencia para garantizar energía limpia y barata.

“Es necesario que se sinceren tarifas, revisen los subsidios y saneen deudas para salir de la crisis financiera. Esto atraerá nuevas inversiones para el país».

Como gran pendiente, al fortalecimiento de redes eléctricas sería preciso acompañarlo de una convocatoria a licitación para contratar potencia y energía.

Ahora bien, consultada sobre si la escisión afectará o no una nueva convocatoria, la presidente de AHER consideró que incluso lo potenciará.

«La reestructuración no limitaría convocar a una licitación abierta internacional sino que la fortalecería”, subrayó.

Y agregó: “Creemos que de ese modo la licitación será balanceada, creará competencia y mejores precios gracias a energías renovables como eólica, solar y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos”.

De ese modo, el sector privado estaría atento a que luego de la escisión, la ENEE Distribución publique las bases de la licitación, estas puedan ser revisadas por el ente regulador (CREE) y el resto de actores interesados a través de una consulta pública que admita comentarios para lograr las mejores condiciones para la compra de la nueva energía y potencia.

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La generación distribuida fue a la alza en México pese al aumento de precios de paneles solares durante 2021

El año pasado se presentaron diversos incrementos en los costos de las materias primas para la industria fotovoltaica, como así también en transporte marítimo de contenedores e incluso por la demanda de elementos desde China. 

Es por ello que Energía Estratégica se contactó con Rodrigo Hernández, director comercial de ENERSIS (empresa dedicada a la fabricación de paneles solares made in México) para conocer cómo impactaron tales aumentos y cómo evolucionó el mercado en el país. 

“Si tomamos en cuenta el precio con el que se inició el 2021 y cómo se cerró, hubo un incremento entre el 30-35%. Es un número que afectó a todos los jugadores del mercado y lo que más pudo beneficiar es la estrategia de importación de insumos”. 

Y aunque se esperan nuevas subas durante los primeros meses del 2022, el especialista reconoció que el apetito del mercado por seguir consumiendo paneles solares no cesó, sino que cada vez es mayor. 

“En nuestro caso, culminamos el año pasado arriba del pronóstico de ventas, lo cual es muy positivo. Incluso tuvimos una segunda parte del año bastante movida, donde incrementamos la capacidad de producción y apostamos por una estrategia de mantener stock”, afirmó.

Hernández también comentó que el freno a la generación de gran escala (reforma a la Ley de la Industria Eléctrica y a la Constitución) le dio impulso a la distribuida, segmento que la administración actual ya manifestó que no modificará. 

“Subieron las tarifas eléctricas en aproximadamente un 20%, entonces las empresas, negocios y hogares tomaron la iniciativa de adquirir paneles solares, ya sea de contado o a través de financiamiento, llave que nosotros explotamos con éxito por medio de alianzas con bancos y accesos a tasas preferenciales, además de las capacitaciones”, expresó.  

Los paneles solares que comercializaron en mayor medida fueron los monocristalinos PERC celda cortada, principalmente de 465 y 550 W, los cuales poseen un retorno de inversión promedio entre cuatro y seis años.

A ello se le debe agregar que los diferentes segmentos acompañaron el crecimiento de los sistemas con capacidad menor a 500 kW. Y según detalló el director comercial de ENERSIS, “el sector residencial incrementó mucho desde la pandemia por el home office y seguirá”. 

“Mientras que en la segunda parte del año, vi un interés y aumento significativo en el área industrial, tanto de proyectos agroindustriales como también empresas que buscan instalar este tipo de sistemas”, aclaró. 

Y en lo que respecta a las expectativas para este año, Rodrigó Hernández sostuvo que se observa un mejor primer trimestre que aquel del 2021, pese a que espera nuevas subas de precios y está a la espera de que se estabilice el mercado en China. 

“El mercado no dejó de consumir y quiere instalar sus paneles solares de manera inmediata. Es por ello que nuestra apuesta es duplicar lo vendido durante el 2021, donde crecimos casi 200% y, por ende, la expectativa es subir otro 100%”, concluyó. 

Por lo que no sorprendería que la generación distribuida ya supere los 2 GW instalados, dado que según el último reporte de la Comisión Reguladora de Energía (al primer semestre del 2021), la cifra ascendía a 1,797.10 MW y todavía se espera la actualización de la segunda parte del año pasado.

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Vestas anuncia nueva estructura en América Latina

El anuncio se enmarca en el compromiso del mayor fabricante mundial de aerogeneradores de acelerar la implementación de energías renovables a nivel mundial. La nueva estructura mejorará el enfoque y la proximidad a los clientes en Latinoamérica y da fe de la eficiencia de la región en la diversificación de su matriz eléctrica con un aumento en la representación de las fuentes de energía renovables.

“La nueva configuración global de Vestas sigue el ritmo del crecimiento de Latinoamérica en la instalación de energía renovable y solidifica nuestro compromiso de fabricar e instalar soluciones masivas sostenibles a largo plazo. Tenemos el deber de contribuir directamente a la descarbonización del planeta y continuaremos apoyando a nuestros clientes en sus estrategias sustentables para la generación de energía sostenible y competitiva en Latinoamérica”, dijo Eduardo Ricotta, presidente de Vestas en Latinoamérica.

Vestas invierte en el mejor aprovechamiento de la energía disponible en los vientos de alto rendimiento presentes en todo el continente, desde la Patagonia Argentina hasta México, pasando por la costa andina, Brasil, Centroamérica y el Caribe. El año pasado, la compañía completó el montaje del primer parque eólico a gran escala de Colombia, La Guajira, con 10 turbinas V100-2.0 MW. En Chile, Vestas fue pionera en la generación de energía eólica en 2001 y es líder del mercado con una participación de mercado del 30%. Recientemente, la empresa montó un parque eólico con 273 MW de capacidad instalada, uno de los proyectos eólicos más grandes de Chile. En Argentina, la empresa posee la mitad de la capacidad instalada del país y firmó un nuevo contrato para aumentar 81 MW en un parque existente, con un contrato de operación y mantenimiento a 20 años.

Mientras que en Brasil, el mercado más grande de la región, la compañía firmó nuevos contratos en diciembre superando los 6 GW vendidos de aerogeneradores V150-4.2 MW y 4.5 MW desde su lanzamiento en 2018, convirtiendo a estos aerogeneradores en los modelos más vendidos en el país. En Brasil, la compañía también celebró un contrato de Servicio Multimarca en el que asume por 10 años la operación y mantenimiento de un complejo eólico con 155 aerogeneradores Alstom, con una capacidad instalada total de 430 MW.

Vestas tiene 10,7 GW de capacidad eólica instalada en América Latina, con 3.200 aerogeneradores distribuidos en 19 países de la región. Miles de aerogeneradores ya instalados en países como Brasil, México, Argentina, Chile, República Dominicana, Perú y Colombia están generando energía sostenible en este momento. Y su nueva estructura ayudará a impulsar aún más el crecimiento en una región prometedora, en línea con el propósito global de acelerar la transición energética y apoyar el desarrollo de una economía baja en carbono.

Con la nueva estructura organizacional, Eduardo Ricotta reportará directamente al CEO global de la compañía, Henrik Andersen.

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Alertan que «cierto lobby» impide diversificar la matriz energética con más renovables

La transición energética en Argentina y en los países en vías de desarrollo sigue siendo un tema de debate. Y desde el Observatorio de la Energía, Tecnología e Infraestructura para el Desarrollo (OETEC) plantearon que “hay un sesgo sobre lo renovable hacia lo eólico y solar”. 

“No es una transición energética genuina o verdaderamente completa, porque desde los países centrales, principalmente hacia América Latina o aquellos en vías de emancipación, se propone empezar un camino hacia la instalación masiva de paneles solares o aerogeneradores”. 

“Y al mismo tiempo se descuidan los aportes de, por ejemplo, la energía hidroeléctrica, y se está en contra de la nucleoelectricidad, que si bien no es una fuente renovable de energía, sí es una fuente no contaminante”, sostuvo Belén Ennis, directora general del OETEC, durante un podcast de la Fundación para la Innovación y Transferencia de Tecnología (InnovaT). 

Siguiendo esta misma línea dejó la pregunta de si no hay “cierto lobby” encarado contra la energía nuclear y por una “cuestión geopolítica” en términos energéticos: 

“Mientras a nosotros se nos pide que diversifiquemos aceleradamente la matriz, de forma desbalanceada o desproporcionada, al mismo tiempo, los países industrializados que tienen unos índices de calidad de vida mucho más altos que los nuestros, siguen utilizando los fósiles y recursos hidrocarburíferos y contaminando”, manifestó.

“Existe un desfasaje entre lo dicho o prometido y lo que realmente los países, sobre todo los industrializados, están dispuestos a resignar. Incluso Latinoamérica no es un mercado potencial para depositar esos paneles fotovoltaicos y molinos eólicos de exportación que se necesitan para realmente llevar adelante una transición energética por encima de un 20% de la matriz”, agregó.

Y continuó: “Entonces para nosotros poder diversificar la matriz en un 20% con eólica y solar, tenemos que hacer una instalación masiva. Y eso no lo podemos hacer con capacidad nacional porque nuestra industria no está capacitada para instalar este tipo de tecnología de forma acelerada”.

Por otro lado, Ennis plasmó la idea de que las metas de diversificación “no pueden” estar divorciadas de la mejora progresiva de la calidad de vida de la población, justicia social, autosuficiencia y de la modernización económica.

“La diversificación debe tener en cuenta algunas aristas o puntos importantes. Que podamos transformar a la energía y servicios públicos en derechos humanos, en servicios progresivamente universales, con tarifas justas y asequibles”, concluyó. 

Diego Roger, director de Biocombustibles de la Secretaría de Energía de la Nación, no se quedó fuera de la discusión de cómo debe evolucionar la política energética en Argentina y nuevamente propuso crear una gran empresa nacional con apoyo de las provincias, tal como lo mencionó en agosto del 2021 (ver enlace). 

“Imagino una SAPEM como herramienta institucional, en la cual tengan lugar las provincias y capital privado estratégico. Debería tener el rol de buque insignia que permita generar la demanda para el desarrollo tecnológico, marcar el norte y permitir la asociación entre Nación, provincias y privados para proyectos particulares, cada cual con su aporte y participación”, señaló.

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YPF presentó el estudio de impacto ambiental para un nuevo bloque offshore en el Mar Argentino

YPF, la compañía con mayoría accionaria estatal, presentó el estudio de impacto ambiental (EIA) para adquirir la sísmica 3D de un nuevo bloque en la Cuenca Argentina Norte (CAN) para buscar hidrocarburos en el Mar Argentino. Se trata del área CAN 102, donde YPF es el operador con un 50% y está asociada a la noruega Equinor, que posee el otro 50% del área.

Fuentes de la industria confirmaron a EconoJournal que “YPF ya presentó el estudio ambiental de CAN 102”. Se trata de un dato relevante ya que la información se conoce luego de la aprobación del estudio de impacto ambiental que realizó el pasado 30 de diciembre el Ministerio de Ambiente para que Equinor realice la sísmica 3D en los bloques 100, 108 y 114, donde es operador y está asociada con YPF.

El bloque 102

La compañía que preside Pablo González opera el bloque CAN 102 y está asociada con Equinor (al revés que en CAN 100, 108 y 114). Realizar el estudio sísmico 3D en este bloque demandará USD 23.825.000, según la información que se dio a conocer cuando se presentaron en 2019 las adjudicaciones de las áreas offshore en el Mar Argentino luego de la licitación del año anterior.

El bloque CAN 102 está al norte de la Cuenca Argentina Norte y está ubicado en el límite lateral marítimo argentino uruguayo. Tiene 8.964 kilómetros cuadrados y se encuentra a un poco más de 300 kilómetros de la costa, frente al extremo atlántico de la Bahía de Samborombón. El bloque es de aguas ultraprofundas, que van de los 1.200 a los 4.000 metros en la plataforma continental argentina.

MLO 123

Además, la sociedad entre Total, YPF y Equinor tiene previsto para este año avanzar en la realización de la sísmica 3D en el bloque 123 de la Cuenca Malvinas Oeste (MLO), ubicado a menos de 100 kilómetros frente a la costa de la provincia de Tierra del Fuego. Este bloque también es parte de las 18 áreas de la Ronda 1 de la licitación offshore lanzada en 2018 para la exploración hidrocarburífera en el Mar Argentino, donde 13 petroleras comprometieron inversiones por US$ 724 millones.

En el área MLO 123, la inversión de la sísmica 3D podría trepará a USD 44,6 millones. La francesa Total cuenta con el 37,5% y es el operador del bloque, mientras que YPF posee otro 37,5% y Equinor tiene el 25% restante.

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Las exportaciones de la industria química y petroquímica treparon 117% interanual en noviembre

El sector químico y petroquímico registró en noviembre un incremento internual de sus exportaciones del 117% en dólares, en tanto que las ventas en el mercado local aumentaron 44% en dólares respecto al mismo mes de 2020, según informó la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP). La mejora fue consecuencia de los mayores volúmenes vendidos y el aumento de precios informado por las empresas, considerando también algunas exportaciones puntuales, siendo los productos finales termoplásticos quienes han contribuido a ese mayor ingreso de divisas.

En los primeros once meses del año el crecimiento interanual de las exportaciones fue del 51%, mientras que en el mismo período las ventas locales en dólares treparon 28%.

El informe detalla también que la producción creció 7% con respecto a octubre debido a la puesta en marcha de las plantas que se encontraban paradas durante los meses anteriores, principalmente de los productos finales termoplásticos y finales agroquímicos.

Con respecto al mismo mes del año pasado, la producción se mantuvo estable, mientras que en el acumulado de enero a noviembre mostró una caída interanual de 4%

Las ventas totales -provenientes del mercado local más las exportaciones- de los productos informados por las empresas participantes del informe durante noviembre de 2021 alcanzan los US$ 480 millones (un total de US$ 3.907 millones en los primeros 11 meses del año).

Si bien en noviembre se contrajeron levemente los niveles de producción en el sector, se estima que las cifras subirán a medida que avance la puesta en marcha de las plantas de productos intermedios y finales que estaban paradas por la situación pandémica.

“Continuamos observando una recuperación acumulada en las ventas locales y exportaciones del sector, lo cual es alentador teniendo en cuenta el excelente potencial petroquímico de Argentina en función de los recursos no convencionales de Vaca Muerta”, señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP.

Déficit de la balanza comercial

El informe destaca que la capacidad instalada del sector durante noviembre tuvo un uso promedio del 48% para los productos básicos e intermedios y del 85% para los productos petroquímicos. No obstante, la balanza comercial marcó un déficit de US$ 632 millones, un 45% menos que el mismo mes del 2020 aunque con variaciones positivas del 60% en las importaciones y del 91% en las exportaciones.

Por su parte, la Pequeña y Mediana Industria Química (PyMIQ) registró en noviembre valores positivos en la producción, las ventas locales y las ventas externas del 17%, 11% y 21% respectivamente, si se compara con octubre del 2021. La variación acumulada también se mostró al alza: la actividad productiva creció un 14%, el comercio interno, un 13%; y el comercio externo, un 107%.

“El informe evidencia que el sector de la industria química y petroquímica muestra una recuperación, aunque con una diversidad hacia su interior por la baja en la producción. Aun así, lo importante es que, en el ámbito de las empresas PyMEs químicas, se destaca un crecimiento favorable, sin llegar a los mejores valores de años pasados”, enfatizó Jorge de Zavaleta.

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Innovadora arquitectura funcional de Balko para Axion energy

En el último cuatrimestre del 2022 finalizó la Tercera Etapa en las obras de remodelación de las oficinas administrativas en la planta AXION energy de Campana, propiedad de la empresa Pan American Energy. Las premisas de diseño tuvieron como objetivo principal, potenciar tanto la producción como el bienestar de los empleados.

Se utilizó una planta predominantemente abierta (open space) donde se intercalaron escritorios con espacios colaborativos (coworking); se incorporaron phone booths, salas de reuniones formales e informales que permitieron favorecer el desarrollo de un diseño multiespacial según las diferentes necesidades funcionales y modalidades de trabajo, dando respuestas y soluciones a la nueva normalidad de trabajo.

Es importante destacar que el proyecto respeta los lineamientos de Look & Feel diseñado especialmente para nuestro cliente lo que permite mantener una identidad corporativa homogénea en todas sus dependencias e instalaciones.

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Martínez ratificó plan exploratorio off shore, y el avance hacia la segmentación de tarifas

El Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, sostuvo que “la exploración (de hidrocarburos)  off shore en la Argentina es algo que se viene haciendo desde 1970 a la fecha”, y refirió que “hoy el 17 por ciento de la producción de gas en el país proviene del Offshore y tenemos que seguir produciéndolo para avanzar en la transición energética”, hacia fuentes renovables.

A modo de respuesta a algunos cuestionamientos ocurridos en los últimos días (ambientalistas) a la decisión del gobierno nacional de autorizar exploraciones en áreas off shore ubicadas a no menos de 300 kilómetros de la costa marítima bonaerense, el funcionario describió que “hoy tenemos 36 pozos off shore activos en el país, en las provincias de Tierra del Fuego y de Santa Cruz, en tanto que en Buenos Aires desde hace muchos años se hicieron 18 pozos de exploración, el último en 1980, y no ha habido ningún accidente medioambiental ni a nivel humano”.

“Venimos desarrollando el off shore hace años. Y vamos a seguir haciéndolo. Tenemos que generar la energía que necesita el país, hacerlo con los mejores controles y de la manera más exigente” remarcó Martínez, quien remarcó que “de los 280 pozos (de exploración y explotación costa afuera) que se han hecho hasta ahora en la Argentina no ha habido nunca un accidente”.

El Secretario formuló estas declaraciones al periodismo luego de una reunión que mantuvo en la Casa de Gobierno con el Jefe de Gabinete, Juan Manzur, y con el ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible, Juan Cabandié.

El Estado Nacional otorgó la semana pasada la Declaración de Impacto Ambiental para el proyecto de adquisición de sísmica en áreas de exploración offshore CAN 100, CAN 108 y CAN 114, ubicadas en la Cuenca Argentina Norte, y presentado por Equinor en sociedad con YPF y Shell.

Una Declaración de Impacto ambiental es un documento oficial en el cual se recoge el resultado de una evaluación de impacto ambiental y de sus alegaciones. Es un documento obligatorio para, entre otras,  la actividad hidrocarburífera.

CAN 100 Y 108 se encuentran ubicadas a 307 kilómetros frente a la costa de la Ciudad de Mar del Plata, y CAN 114 a 443 kilómetros.

Esta Declaración de Impacto Ambiental,  junto con la medida adoptada por el Estado Nacional a través del Decreto 870/21, de autorizar la prórroga por hasta dos años del primer período exploratorio de los permisos otorgados en el marco de la Ronda licitatoria 1, que incluye el Área CAN 100, CAN 108 Y CAN 114, auguran un fuerte impulso de la actividad offshore, puntualizó Energía.

También resaltó que “desarrollar las áreas offshore es también tener una política energética federal que apuesta a potenciar todas las cuencas productivas del país y de esta forma entrelazar con el aparato productivo local los bienes y servicios que serán necesarios para llevar adelante su producción”.

Martínez destacó que la producción offshore “es una fuente importantísima en producción gasífera, que representa el 17 por ciento del gas que consumimos en nuestro país”.

En otro orden, y consultado acerca del proceso de la segmentación tarifaria para los usuarios de los servicios de suministro de gas y de electricidad, Martínez reiteró que “estamos trabajando en ello”. “Es una herramienta muy importante que creo que se va a quedar por años en la Argentina”, añadió.

Aludió así a una política tarifaria que comprenderá el mantenimiento, la reducción, y hasta la eliminación del subsidio estatal a las facturas de luz y gas según las características socioeconómicas de los usuarios. Se activaría a partir de marzo. Acerca de las falencias en el servicio de suministro de electricidad , por los cortes reiterados y prolongados registrados en las últimas semanas, Martínez señaló que “estamos trabajando en los mayores controles”. “Todos los argentinos se merecen mejor calidad del servicio, agregó, y refirió que  “el ENRE está trabajando en ese sentido, para que esto no siga sucediendo”.

 

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ENARGAS puso a disposición las propuestas tarifarias de las licenciatarias de transporte y distribución

. El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) puso a disposición en su sitio web las presentaciones de las Licenciatarias de Transporte y Distribución de gas por redes y Redengas S.A. correspondientes a la Adecuación Transitoria de la tarifa de este servicio público, que es objeto de la Audiencia Pública 102 (Resolución ENARGAS 518/2021)  que se llevará a cabo el miércoles 19 de enero.

Según trascendió las empresas transportadoras y las distribuidoras estarían solicitando en sus respectivas presentaciones al Ente Regulador actualizaciones tarifarias que rondarían el 30 por ciento en dichos componentes de la factura al consumidor.

Con la puesta a disposición de dichas presentaciones el Ente dio cumplimento al Artículo 7 de la Resolución 518/2021 que dispone que “las Licenciatarias de los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural y Redengas S.A. deben, a efectos de su pertinente publicidad, presentar ante esta Autoridad Regulatoria, los cuadros tarifarios de transición por ellas propuestos, así como la información que le da de sustento a los planteos, que permita poner en conocimiento de la ciudadanía, usuarios y usuarias del servicio”.

La inscripción para participar de la Audiencia Publica comenzó el martes 4 de enero y los interesados e interesadas en participar en carácter de oradores deberán ingresar a la página oficial del Organismo en el registro habilitado a tal efecto que estará disponible hasta las 23.59 horas del 14 de enero del 2022.

Además, en la página web de ENARGAS se encuentran disponibles las secciones Material de Consulta, Avisos de Audiencia Pública, Consideraciones sobre el Defensor Oficial de los Usuarios y las Usuarias de Gas y Normativa, para que ciudadanas y ciudadanos accedan a toda la información necesaria sobre el tema.

Esta audiencia se enmarca en las disposiciones del Decreto 1020/20 mediante el cual el Poder Ejecutivo Nacional determinó el inicio de la renegociación de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) vigente correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural, en el marco de lo establecido en el artículo 5° de la Ley 27.541.

La Audiencia Pública se celebrará virtualmente, desde la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, se iniciará a las 9:00 , y la participación de los interesados será exclusivamente de manera virtual o remota.

Esto implica que únicamente quien desee ser orador deberá inscribirse conforme la normativa respectiva y la modalidad establecida en el acto ya que quien desee ser oyente podrá escucharla vía streaming.

El ENARGAS designó a un agente del Organismo, Francisco Verbic –quien ya ocupó la misma función en la Audiencia Pública 101 de marzo del 2021– como “Defensor Oficial de los Usuarios y Usuarias de Gas” y tendrá que exponer durante la Audiencia Pública aquellas observaciones que considere convenientes desde el punto de vista de la tutela de los usuarios y las usuarias.

Asimismo, se encargará de verificar el ingreso de las presentaciones que se efectúen mediante la Secretaría de la Audiencia Pública, identificando la materia de las mismas, su pertinencia con el objeto de la Audiencia.

El Interventor del Ente Regulador, Federico Bernal destacó que “la Audiencia Pública revitaliza los derechos de usuarias y usuarios y es un paso de gran trascendencia que legitima el proceso de transición que estamos recorriendo hasta culminar con la renegociación tarifaria”. 

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El sector petrolero genera 65.000 empleos directos y 260.000 indirectos

Por cada puesto directo nuevo, la industria de oil & gas genera 6,1 puestos de trabajo en toda la economía. En la Argentina hay más de 9.000 empresas que son proveedoras del sector petrolero. Además, es el sector de mayor calificación ocupacional requerida. Estos datos surgen del informe “La densidad de la estructura productiva y el empleo” desarrollado por el Centro de Estudios para la Producción (CEP XXI), del Ministerio de Desarrollo Productivo. Y se remarcó en el mismo que “muchos de los proveedores también exportan por alrededor de 500 millones de dólares al año”. Julián Hecker, director Nacional de […]

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Amplían montos a empresas que se inscribieron en el Programa Nacional de Desarrollo de Proveedores

El Ministerio de Desarrollo Productivo dispuso ampliar ayer la asistencia financiera a las empresas que se inscribieron en la edición 2021 del Programa Nacional de Desarrollo de Proveedores. La medida, decidida a través de la disposición 14/2021 publicada hoy en el Boletín Oficial, dispuso incrementar los montos tanto en Aportes No Reintegrables (ANR) como en cuanto al Beneficio de Bonificación de Tasa (BT), luego de que las presentaciones realizadas por las empresas excedieran los cupos máximos asignados. La ampliación del monto de la convocatoria 2021 se basa, señala el decreto, en la “cantidad y calidad de los proyectos recibidos que […]

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Exploración de hidrocarburos offshore: el 17% del gas de hoy proviene de 36 pozos en el Mar Argentino

El Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG) recordó que esta actividad comenzó hace 90 años y que se realiza en Noruega, Holanda, Australia, México y Brasil, entre otros. Auguran múltiples beneficios para el país y Mar del Plata. El estudio, desarrollado por la Consultora Serman & Asoc. S.A. para la Compañía Equinor Argentina implica un Registro Sísmico 3D en el Mar Argentino, más específicamente en las Áreas CAN_100, CAN_108 y CAN_114, ubicadas en la Cuenca Argentina Norte de la Plataforma Continental Argentina. El Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG) celebró la autorización del Gobierno nacional a la exploración […]

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Juan José Aranguren: “Hay varios casos en el mundo donde se explota offshore y las playas son unas de las mejores”

El exministro de Energía, Juan José Aranguren, declaró eso  sobre la exploración de hidrocarburos en la Costa. Además defendió la explotación offshore de hidrocarburos: “Es una forma de desarrollar el país”. Luego de que el Gobierno autorice la exploración offshore de hidrocarburos en la Costa bonaerense, Juan José Aranguren apoyó esta práctica. El exministro de Energía de Mauricio Macri se diferenció del intendente de General Pueyrredón, Guillermo Montenegro, quien se opuso. Aranguren aseguró que se licitó la exploración offshore, aunque fue luego de que se fuera del gobierno de Macri: “Pero me hago cargo de eso, porque es una forma […]

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Energía renovable: Solar Miron desarrolló un sistema solar fotovoltaico en la planta de Alliance One Tobacco (AOTA) en Salta

El sistema solar fotovoltaico de 195 kWp en la planta de Alliance One Tobacco (AOTA) ya es una realidad! El mismo se encuentra ubicado en la localidad de El Carril, Provincia de Salta. La obra entregada por Solar Miron fue ejecutada bajo el esquema EPC (Engineering, Procurement and Construction), también conocido como “llave en mano”. El proyecto llevado a cabo contempló la realización de múltiples etapas, entre las que se destacan la ejecución de la obra civil, la fabricación y colocación de estructuras, la instalación de paneles solares e inversores, la realización de la acometida eléctrica con todos los materiales […]

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Aumento del gas: las empresas piden aumento del 30% en las facturas

Las empresas de gas presentaron la propuesta de actualización de tarifas. El 19 de enero es la audiencia pública con el Enargas. Un nuevo aumento de gas comienza a definirse. Las empresas transportadoras y distribuidoras presentaron ante el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) las propuestas de actualización de los cuadros tarifarios para aplicar desde marzo de 2022. Según algunos trascendidos, las empresas de gas adelantaron propuestas con aumentos del 100% que podrían tener un impacto del 30% aproximadamente en la factura que deberán pagar los usuarios durante este año. La presentación de los cuadros tarifarios pretendidos por parte de […]

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Por qué los sindicatos petroleros le piden a Suarez que medie ante YPF

La producción petrolera repunta y anticipa la post pandemia. Esa es la visión promisoria desde Neuquén. Desde donde vino el dirigente gremial del sindicato más poderoso de la región que representa a los trabajadores de las cuencas donde se concentra el mayor yacimiento de petróleo no convencional conocido como Vaca Muerta. Es Marcelo Rucci titular del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, quien asumió el 10 de diciembre de 2021 sucediendo al histórico Guillermo Pereyra que se retiró del gremio después de 40 años de férrea conducción. El influyente dirigente sureño llegó para […]

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Oldelval: El nuevo banco de calidad del tipo de petróleo producido entrará en vigencia recién el 1° de febrero luego de una postergación

Luego postergar a última hora del viernes la implementación de nuevo banco de calidad, que debía instrumentarse el 1° de enero de 2022, Oldelval informó oficialmente que el instrumento finalmente entrará en vigencia un mes más tarde de lo previsto el próximo 1° de febrero. Oldelval dio detalles al respecto: “El nuevo Banco de Calidad ya fue aprobado (por la cartera que dirige Darío Martínez). Pero en paralelo al trabajo de implementación del nuevo Banco, surgió una nueva metodología, el Transporte No Físico (TNF), que debe aplicarse en forma conjunta con el nuevo Banco , de acuerdo a lo solicitado […]

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El Brent quebró la barrera de los u$s80 luego de un mes y medio

El petróleo subió bastante este martes, luego de que el grupo OPEP+ decidiera respetar el alza de bombeo pese a la presión de EEUU para incrementar la oferta y ayudar a la recuperación económica. Los países productores de crudo creen que la variante Ómicron del coronavirus no tendría un gran impacto en la demanda. El precio del barril Brent de Londres subió un 1,5%, hasta los u$s80,13, máximo desde el 25 de noviembre. Mientras tanto, el West Texas Intermediate (WTI) de Estados Unidos ganó un 1,3% llegando a u$s 77,09 por barril. La OPEP+ acordó mantener su aumento previsto de […]

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Petrobras buscará producir 20.000 millones de barriles hasta 2030 con ayuda de la inteligencia artificial (IA)

La petrolera de bandera brasileña aspira a producir hasta 2030 dicha cantidad en sus actuales campos con tecnologías que le permiten mejorar el rendimiento de sus yacimientos, entre las cuales se encuentra la inteligencia artificial (IA).En casi 70 años de historia Petrobras ha producido unos 23.000 millones de petróleo equivalente. Esto es en pos de aumentar el factor de recuperación en los yacimientos donde actúa en el presal, el horizonte con gigantescas reservas de petróleo en aguas muy profundas del océano Atlántico ubicado por debajo de una capa de sal de dos kilómetros de espesor, que pueden convertir al país […]

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Cómo sigue el proceso que inició la Comisión Europea al proponer a la generación nuclear y al gas natural como energías verdes

La Comisión Europea reveló su propuesta para incluir al gas natural y la energía nuclear en la taxonomía europea para las actividades sostenibles. Se proponen criterios diferenciales para considerar cuándo las usinas termoeléctricas a gas y centrales nucleares constituyen actividades económicas “verdes”. De esta forma, Bruselas ingresa en la recta final de aprobación de una propuesta que sigue generando diferencias entre los Estados miembros.

A través de un comunicado, la comisión informó que comenzó el viernes consultas con el Grupo de expertos de los Estados miembros en Finanzas Sostenibles sobre un proyecto para cubrir ciertas actividades vinculadas con el gas natural y la energía nuclear dentro de la taxonomía. “Teniendo en cuenta el asesoramiento científico y el progreso tecnológico actual, así como los diferentes desafíos de transición entre los Estados miembros, la Comisión considera que el gas natural y la energía nuclear juegan un rol como medio para facilitar la transición hacia un futuro predominantemente basado en energías renovables”, señala el comunicado.

El poder ejecutivo de la Unión Europea había prometido formalizar una propuesta antes de que finalizara el 2021. Su presidenta, Ursula von der Leyen, había dado una primera señal favorable en octubre. “Necesitamos una fuente estable, nuclear, y durante la transición, el gas. Es por eso que presentaremos nuestra propuesta de taxonomía”, manifestó. En cambio, otros funcionarios europeos expresaban por ese entonces una mayor cautela sobre el tema.

Taxonomía, energía y emisiones

La taxonomía europea para las actividades sostenibles es una herramienta de la Unión Europea en materia de finanzas verdes que entró a regir oficialmente el primero de enero. Establece una serie de criterios para determinar cuándo una actividad económica es ambientalmente sostenible o “verde” y, por lo tanto, elegible para recibir financiamiento público de la Unión Europea. Sirve además como guía para que el sector privado invierta en actividades que según la Unión Europea están en línea con los objetivos de mitigación y adaptación al calentamiento global.

En materia de generación de energía eléctrica la Comisión Europea anunció en abril que trataría en una segunda instancia la inclusión en la taxonomía del gas natural y la energía nuclear. Finalmente, el borrador remitido a los países miembros el viernes por la noche propone criterios diferenciales para determinar la sostenibilidad del gas natural y la energía nuclear.

La taxonomía ya incluye criterios para evaluar la sostenibilidad ambiental de las actividades de los generadores de electricidad. En general, reciben la etiqueta de actividades “verdes” si sus emisiones directas se mantienen por debajo de los 100 gramos equivalentes de CO2 por kWh. Pero cuando las emisiones de una fuente de generación superan los 270 g de CO2/kWh se considera que su actividad viola el principio de “no causar un daño significativo” al cumplimiento de los objetivos ambientales. Por lo tanto, no podría ser considerada como actividad verde o transicional.

Criterios para el gas natural

En el caso del gas natural, la Comisión Europea propone reconocer como actividad “transicional” la construcción y operación de nuevas usinas a gas siempre que cumplan con los siguientes criterios:

Deben obtener un permiso de construcción antes del 31 de diciembre de 2030.Las emisiones directas de la energía generada deben ser inferiores a 270 g de CO2/kWh, o no deben superar un promedio de emisiones anuales de 550 kg de CO2/kW sobre la capacidad instalada durante 20 años.Toda nueva usina debe reemplazar a una tecnología de combustibles fósiles que sea más contaminante (como el carbón), demostrar que la energía generada no puede ser efectivamente provista por fuentes renovables y permitir la cocombustión de combustibles gaseosos bajos en carbono.

El dato saliente es que la Comisión Europea accedió al pedido de algunos Estados miembros de reconocer en la taxonomía al gas natural como combustible o actividad de transición. No obstante, los criterios dispuestos parecen ir en la dirección de facilitar la construcción de usinas con un bajo factor de planta (como lo son las plantas para cubrir los picos de demanda) y de incentivar el desarrollo y adopción de tecnologías para la captura de carbono.

Energía nuclear

Por el lado de la energía nuclear, el borrador destaca que es una fuente baja en carbono que debe ser considerada “en ausencia de una alternativa baja en carbono, tecnológica y económicamente viable, a una escala suficiente para cubrir la demanda de energía de manera continua y confiable”. También se advierte que la gestión y disposición de los residuos debe respetar el principio de “no causar un daño significativo”. Se proponen criterios tanto para las centrales existentes como para las que sean construidas en el futuro:

El ciclo de vida de las emisiones en la generación eléctrica de origen nuclear debe mantenerse por debajo de los 100 g de CO2/kWh.Para futuras centrales, serán consideradas las que obtengan un permiso de construcción antes de 2045. Pueden estar destinadas a la generación de electricidad y/o calor, ya sea para calefacción urbana o procesos industriales, como la producción de hidrógeno.Las centrales existentes y futuras deben cumplir con las normativas europeas relativas al almacenamiento y disposición final de los combustibles gastados. Los Estados miembros que habiliten la construcción de nuevas centrales deben tener un fondo para financiar la gestión de residuos radiactivos y un fondo para su desmantelamiento, demostrar que las centrales dispondrán de recursos al final de su vida útil estimada correspondientes al costo de gestión de residuos y desmantelamiento, y disponer de instalaciones operativas de disposición final de todos los residuos radiactivos. Todos deberán tener una instalación de disposición de desechos de alta actividad para el 2050.

Recta final

Se desprende que la Comisión Europea confía en que evitará bloqueos a su propuesta en el resto de los órganos de gobierno de la Unión Europea.

La propuesta será evaluada por la Plataforma sobre Finanzas Sostenibles y el Grupo de Expertos de los Estados miembros sobre Finanzas Sostenibles. Si no hay objeciones mayores, se espera que la Comisión Europea la adopte a través de un acto delegado a fines de enero. Luego será enviada a los Estados miembros y al Parlamento Europeo para una revisión que durará cuatro meses.

Para que la iniciativa sea rechazada en el Consejo Europeo, que agrupa a los gobiernos de los Estados miembros de la Unión Europea, se necesita de una mayoría cualificada equivalente a no menos de veinte Estados miembros que representen como mínimo al 65% de la población europea. En el Parlamento Europeo podría ser bloqueada por una mayoría simple de 353 diputados.

Diferencias públicas

Que la propuesta fuera elevada en las últimas horas del último día del 2021 es una muestra de la complejidad de las negociaciones llevadas adelante. Las primeras reacciones públicas a la iniciativa del ejecutivo europeo muestran a los gobiernos oscilando entre las objeciones a la inclusión del gas natural y/o de la energía nuclear y las necesidades energéticas reales.

España y Austria reiteraron su objeción a reconocer a la energía nuclear y al gas natural como actividades transicionales o sostenibles. “Incluir ambos en la taxonomía verde representa una señal errónea para los mercados financieros y no proporciona la claridad necesaria para enfocar los flujos de capital hacia la economía descarbonizada, resiliente y sostenible prevista en el Pacto Verde Europeo”, dijo el Ministerio de Transición Ecológica de España en un comunicado. En Austria, el ministro de Clima amenazó con presentar una demanda en contra de la Comisión Europea si avanza con su propuesta.

En Alemania, la nueva coalición de gobierno rechazó la inclusión de la energía nuclear pero volvió a mostrar diferencias sobre la generación a gas natural. El ministro de Economía y Clima, Robert Habeck, rechazó darle a la energía nuclear la etiqueta de sostenible y dijo que la inclusión del gas natural es “cuestionable”. En cambio, el ministro de Finanzas Christian Lindner respaldó su inclusión. «Siendo realistas, Alemania necesita centrales eléctricas modernas de gas como tecnología de transición porque estamos prescindiendo del carbón y la energía nuclear», declaró.

Varios países planifican un incremento significativo en la generación termoeléctrica a gas natural en los próximos años. Por caso, Alemania y Bélgica lo necesitarán para reemplazar sus centrales nucleares. BDEW, la principal asociación de la industria de la electricidad en Alemania, venía reclamando por la inclusión del gas y felicitó la decisión de la Comisión. “Las inversiones en centrales eléctricas de gas con capacidad de hidrógeno son imperativas para la transición a un suministro de energía completamente neutro para el clima en la Unión Europea”, dijo Kerstin Andreae, directora de BDEW. RWE, una compañía multinacional alemana generadora de energía, advirtió que Alemania necesita construir entre 20 y 30 GW de generación a gas para reemplazar a las centrales nucleares y usinas a carbón.

Pero no esta claro que la propuesta en materia de generación a gas resulte satisfactoria. Para que una usina califique como actividad transicional aún debe cumplir con el criterio de un techo máximo de emisiones directas de 270 g de CO2/kWh, que varios países consideran difícil de cumplir, aún con captura de carbono. Los criterios propuestos sugieren que las futuras usinas a gas deberán operar con un bajo factor de capacidad, típico de las usinas para cubrir picos de demanda, no una demanda continúa.

En cuanto a la energía nuclear, su inclusión es bienvenida por el grupo de diez países que demandaron su reconocimiento como actividad sostenible. Bulgaria, Croacia, República Checa, Finlandia, Francia, Hungría, Polonia, Rumania, Eslovaquia y Eslovenia tienen planes para construir centrales nucleares. El primer ministro de Eslovaquia celebró en su cuenta de Twitter «la promesa cumplida de la Comisión de presentar su propuesta e incluir la energía nuclear y el gas natural en la taxonomía de la UE: la energía nuclear como sostenible y el gas como fuente de transición».

La elevación de la propuesta por parte de la Comisión Europea sugiere que existe cierto consenso entre Francia y Alemania para saldar la discusión y reconocer sus respectivos intereses energéticos. En ese sentido, es sugerente que en el acuerdo programático sellado por los tres partidos que formaron la nueva coalición de gobierno en Alemania no se menciona la taxonomía.

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Héctor Pagani: “Con la resolución del RenovAr, en marzo o abril podría empezar a haber licitaciones”

La Resolución 1260/2021 que liberará aquellos contratos complicados de energías renovables que fueron adjudicados durante el Programa RenovAr finalmente llegó antes de culminar el 2021, algo que el sector reclamaba, y en el mismo año en que también hubo otras medidas para destrabar proyectos del Mercado a Término (MATER) y de las propias licitaciones públicas realizadas años atrás. 

Héctor Pagani, presidente de la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE), se hizo eco de esta decisión gubernamental y dialogó con Energía Estratégica sobre el tema.

“Me parece excelente, desde casi todos los puntos de vista, porque se podrían liberar más de 1000 MW de potencia. Y llega en el momento justo porque se necesitaba una resolución antes del cierre de año”.

“Lo único que quizás sería cuestionable es la aceptación de la reducción del precio de contrato de abastecimiento. Aunque se tendrán que adaptar aquellos que no pudieron concretar”, señaló. 

Siguiendo esta misma línea de la liberación de capacidad de transporte, Pagani sostuvo que era “necesario” para así llegar al objetivo de lograr una contribución de las fuentes renovables de energía hasta alcanzar el 20% del consumo de energía eléctrica hacia el 2025 (plasmado en la Ley Nacional N° 27.191) e incluso ya pensó en nuevas convocatorias:

“Con la resolución del RenovAr, en marzo o abril podría empezar a haber licitaciones para mover estos 1000 MW. Hay que tener en cuenta que, para un parque eólico, son necesarios dos años de construcción. Y si no se empieza el año que viene, no se cumplirá el objetivo al 2025”. 

Vale aclarar que la eólica es la fuente renovable que mayor capacidad instalada en el país, ya que acumula 3292 MW – poco más de 2 GW por sobre solar -, lo que significa que representa alrededor del 64% del total de la potencia de generación limpia (5116 MW), según los datos que aporta la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA). 

Por otro lado, el presidente de la AAEE también puso la mirada en la acreditación del Componente Nacional Declarado (CND), el cual la disposición de la Secretaría de Energía establece un mínimo del 30% en las instalaciones electromecánicas del proyecto o el incremento de, al menos, 5% del CND, cuando el proyecto hubiera comprometido un porcentaje inferior al 30%. 

“Es positivo porque implica el uso de elementos realizados en el país y así mover el aparato productivo nacional, la cadena de fabricación en Argentina, además que se necesita trabajo local y el gobierno está apostando a eso”, concluyó. 

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