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Chirillo: Descartó cortes a usuarios residenciales. Habrá mejor remuneración a termoeléctricas.

El secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodriguez Chirillo, rectificó las declaraciones del jefe de Gabinete, Guillermo Francos, referidas a las características que tendrán eventuales cortes en el suministro de electricidad en el verano. Remarcó que “ni se está pensando, ni creemos que vayan a ocurrir cortes rotatorios a usuarios residenciales”.

Admitió sí que los usuarios industriales podrían decidir “voluntariamente” reducir su demanda en determinados momentos para “alivianar la carga en la red de distribución”, por lo cuál ésas industrias serán remuneradas.

En las últimas semanas, ya son al menos tres los funcionarios del gobierno que se refirieron a ésta cuestión, sin haber logrado dar un mensaje preciso a los usuarios de electricidad. El secretario coordinador en temas de energía y minería, Daniel González, el Jefe de Gabinete de ministros, y ahora el secretario Chirillo, formularon declaraciones periodísticas sucesivamente.

Mientras, consumidores y operadores del sector aguardan que el gobierno oficialice las medidas en preparación, algunas de las cuales ya trascendieron en el nivel de borradores.

Rodriguez Chirillo explicó en la mañana del martes 24 que “en lo que es cortes programados, se trata de industrias. En ningún momento se está hablando de usuarios residenciales”.

El funcionario refirió que se trabaja en un esquema que permita enfrentar una posible crisis de suministro por la combinación de menor oferta de generación (hidráulica y nuclear) y una previsible mayor demanda, en el periodo diciembre-marzo.

Chirillo aludió a los “acuerdos con industrias referidos por Francos y dijo que ello “es parte del plan que estamos elaborando desde hace un tiempo”. “Por caso para una empresa grande que, voluntariamente, quiera reducir su contratación de potencia en los meses del verano, reordenando su consumo, va a haber un esquema de remuneración”, explicó.

“He leído en estos días que «volvemos a los cortes rotatorios del 88». Yo lo viví cuando era chico…, nada de eso. Ni se está pensando, ni creemos que va a ocurrir, en absoluto”, enfatizó el funcionario en declaraciones al periodismo.

“En lo que es cortes programados, se trata de industrias. En ningún momento se está hablando de residenciales. Quiero destacar el carácter voluntario”, reiteró.

Acerca de la situación de la red de electricidad Chirillo hizo hincapié en que “asumimos un sistema al borde del colapso. Un colapso de funcionamiento y recaudatorio. Esa recomposición (vía tarifas) permitió cubrir el costo del suministro, no hacer enormes inversiones que tampoco tienen un rendimiento de la noche para la mañana. Hoy la tarifa cubre el costo y tiene, un poco, para extender la red”, afirmó.

Con respecto a la posible importación de electricidad desde Brasil, afirmó que “estamos haciendo las gestiones para poder contar con la energía que habitualmente nos brinda”. Brasil, igual que Argentina, parecen una merma en la producción de hidroelectricidad por la escasez de lluvias en la cuenca Paraná-Paraguay.

Asimismo, Chirillo aludió a otro aspecto del Plan de Contingencia en ciernes. “Estamos haciendo un plan para recuperar un montón de plantas (térmicas) que están en el país”. Comprende un esquema de mayor remuneración para la energía generada de usinas termoeléctricas, cuyo costo de la electricidad es más caro que el resto de las fuentes. Los dueños operadores de tales usinas esperan prontos, y convenientes, anuncios del gobierno en este rubro.

Chirillo sostuvo demás que “me han criticado por (anular) una licitación que a última hora el Gobierno anterior lanzó, (para incorporar energía al sistema) que no era procedente: era en dólares, duraba quince años. Estamos haciendo un nuevo programa al respecto”, señaló.

TARIFAS

Acerca de nuevos ajustes tarifarios en octubre, el funcionario dijo que “No lo tengo previsto….. Nunca sería un incremento sustantivo. El último mes se aumentó un poquito arriba de la inflación…. Pero de haberlo no sería más allá de eso. No hay un ajuste de tarifas”.

No obstante, Chirillo dijo “Lo que sí quiero que tengan muy presente, me parece importante: nosotros sacamos una tarifa que dura un año, que tenía una actualización mensual, que después hubo meses que se aplicó, otros que no, y que ahora se está haciendo un sendero para recuperar esa situación”.

Y recordó que “al mismo tiempo que dictamos esa tarifa que vence el 31 de diciembre, se dispuso algo que es muy importante para el sector, que es la revisión quinquenal tarifaria (RTI). ¿Por qué es muy importante? Porque es lo que le permite tener previsibilidad a las distribuidoras a cuál va a ser su tarifa, y por tanto contratar con los generadores con nueva capacidad que venga, que va a ser más eficiente que la que tenemos, y con eso bajar el costo de generación que tenemos”, argumentó.

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Tres empresas se asociaron para producir fracturadores a gas y reducir las emisiones en la industria hidrocarburífera

Signal Power Group (SPG), la empresa dedicada a la provisión de soluciones de energía sostenible; y Eco2Power (E2P), la compañía que ofrece las soluciones de SPG para bombeo a presión, generación de energía, cogeneración y compresión de gas impulsada por turbinas, firmaron un memorando de entendimiento (“MOU”) con Netza para fabricar fracturadores impulsados a gas y completar los pozos no convencionales de Vaca Muerta. Este tipo de tecnología es clave puesto que permitirá reducir las emisiones y dejar de importar millones de litros de gasoil para las operaciones petroleras. Esto es así porque el fracturador utiliza GNC como combustible, lo que provoca una disminución de la huella de carbono. Además, los nuevos equipos podrían llegar a  reemplazar a los fracturadores convencionales que consumen diésel.

Netza cuenta con una planta de fabricación ubicada en Mendoza. Los equipos de diseño, fabricación e integración de productos de SPG y E2P trabajarán con el equipo de fabricación de Netza en las instalaciones de la compañía para producir localmente equipos patentados accionados por turbinas para generación de energía, compresión de gas, producción combinada de calor y electricidad y bombeo de presión hidráulica utilizados en el desarrollo de yacimientos no convencionales.

Las compañías, a través de este acuerdo, se fijaron como objetivo trabajar mancomunadamente para modularizar la construcción de este equipo utilizando una cadena de suministro certificada y procesos de fabricación y montaje de última generación, según precisaron.

En diálogo con EconoJournal, Estanislao Schilardi Puga, CEO de Netza, detalló: “Entre las compañías vamos a trabajar en un acuerdo definitivo. Lo que se estableció ahora es la fabricación seriada de este tipo de equipos en nuestra planta de Mendoza. La idea es fabricarlos primero acá, pero el día de mañana también podríamos llevar la fabricación a la región neuquina y rionegrina, a Vaca Muerta, el corazón de todas las inversiones”.

El ejecutivo de Netza precisó que el objetivo es comenzar el año que viene con la fabricación de los fracturadores a gas. “Esto tiene un triple impacto porque en la Argentina se opera con equipos a diésel. El consumo de gasoil es tremendo, por eso la solución mejoradora es el gas porque permite disminuir las emisiones de forma notable y además tiene un efecto positivo en lo económico porque el gas es más barato que el gasoil. A su vez, estos equipos son más nobles en cuanto a mantenimiento. El ahorro es significativo en la operación”, aseguró.

Schilardi destacó que esta alianza “va alineada con el recurso abundante que hay en la Argentina. Se trata de utilizar el gas que hay en el país para operar el mayor proyecto de energía que es Vaca Muerta. Es un ganar – ganar”.

El equipo

El núcleo del equipo producido en la Argentina será el módulo de potencia de la turbina que ha sido diseñado para garantizar que los trenes de transmisión de turbinas SPG reciban continuamente aire limpio, combustible limpio y un flujo de lubricación diseñado adecuadamente.

Planta de Netza en Mendoza

El CEO de Netza explicó que el gran desafío técnico de estos equipos fue que la turbina de gas funcionaba a una gran cantidad de revoluciones por minuto (RPM) 18.000 RPM y que la bomba giraba a unas revoluciones mucho menores. Por lo que, el reto de la ingeniería ha sido diseñar una caja de transmisión que pueda reducir las RPM de la turbina a las de la bomba y que eso fue lo que logró hacer Signal Power Group con Eco2Power.

Pruebas

Eco2Power ya había diseñado un prototipo de fracturador que fue testeado en junio del año pasado por YPF y Schlumberger (SLB) en el yacimiento Loma Campana de Vaca Muerta. Según indicaron desde la petrolera controlada por el Estado, el equipamiento registró un comportamiento con resultados que estuvieron en línea con los objetivos propuestos por la compañía.

El fracturador prototipo es propulsado por un drive train SPG de 5000 hp y cuenta con una bomba SPM de 5000 hp lo que le permite duplicar la potencia hidráulica y disminuir el impacto ambiental.

Además, este prototipo también fue utilizado por Pluspetrol y la compañía de servicios petroleros Weatherford en el yacimiento La Calera de Vaca Muerta y fuentes cercanas al proyecto habían indicado que la tecnología había cumplido las expectativas que se habían fijado los desarrolladores.

Este prototipo desarrollado por Eco2Power y las pruebas realizadas en los diferentes yacimientos fue lo que permitieron que ahora junto a Netza se encare el proceso para lograr la producción en serie.

, Loana Tejero

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Por falta de demanda Equinor y Shell abandonan proyectos para producir hidrógeno azul

Shell abandonó sus planes de construir una planta de hidrógeno con bajas emisiones de carbono en la costa oeste de Noruega debido a la falta de demanda, según informó la compañía días después de que Equinor cancelara un proyecto similar previsto en Noruega.

Equinor, suspendió la planificación del ducto de hidrógeno que conectaría Noruega y Alemania. Este proyecto, valorado entre 4.000 y 6.000 millones de euros, se consideraba clave para transportar hidrógeno azul hacia Alemania, pero la falta de una demanda sólida y transparencia regulatoria concluyó los avances.

El gasoducto iba a exportar hidrógeno producido a partir de gas natural noruego, utilizando tecnologías de captura y almacenamiento de carbono (CAC) para reducir las emisiones. Sin embargo, los cambios en la estrategia energética alemana y la incertidumbre sobre el uso del hidrógeno en sectores industriales, tales como el acero y la energía, han hecho que el proyecto no sea comercialmente viable en esta etapa.

No hemos visto que se materialice el mercado del hidrógeno azul y hemos decidido no avanzar en el proyecto”, dijo un portavoz de Shell.

El anuncio de Shell se produce poco después de que el gigante del petróleo y el gas Equinor ASA adoptara una medida similar.

Equinor iba a construir plantas de hidrógeno que permitirían a Noruega enviar hasta 10 gigavatios anuales de hidrógeno azul a Alemania.

Hemos decidido interrumpir este proyecto en fase inicial. El gasoducto de hidrógeno no ha demostrado ser viable. Eso implica también que los planes de producción de hidrógeno quedan también aparcados”, declaró un portavoz de Equinor.

El hidrógeno derivado del gas natural en combinación con la captura y el almacenamiento de carbono, conocido como hidrógeno azul, se ha presentado como un trampolín para descarbonizar la industria europea y cumplir los objetivos climáticos, pero es más costoso que los métodos tradicionales.

Junto con sus socios Aker Horizons y CapeOmega, Shell había planeado producir unas 1.200 toneladas métricas de hidrógeno azul al día para 2030 en el Centro de Hidrógeno de Aukra, cerca de la planta de procesamiento de gas de Shell en Nyhamna.
La asociación no se renovó cuando expiró en junio de este año y Shell no tiene actualmente otros proyectos activos de hidrógeno en Noruega, dijo el portavoz.

El sector del hidrógeno atraviesa dificultades debido sobre todo a sus elevados costos. Según Bloomberg New Energy Finance (BNEF), sólo el 12% de las plantas de hidrógeno tienen clientes con acuerdos de compra.

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Empresas: Pampa Energía evalúa dos importantes proyectos industriales en Bahía Blanca

Pampa Energía está considerando llevar a cabo dos grandes proyectos industriales en Bahía Blanca, según confirmó Marcelo Mindlin, presidente de la compañía. Tras la inauguración del parque eólico Pampa Energía VI, Mindlin destacó que la empresa está analizando la construcción de una planta de fertilizantes en la región, similar a la de Profertil en el área portuaria-industrial de Bahía Blanca. Este proyecto, que también está siendo evaluado en la provincia de Santa Fe, podría materializarse en proximidades de la usina termoeléctrica Luis Piedrabuena en Ingeniero White, con una inversión estimada en 1.200 millones de dólares. El terreno designado es de […]

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Petróleo: De qué se trata la obra que ya tiene 70% de avance y permitirá exportar hasta 310.000 barriles diarios de crudo

La inversión de Oldelval ya ingresó en su etapa final. Más de U$S 1200 millones de inversión para potenciar las exportaciones de petróleo desde la cuenca neuquina. Con una inversión de U$S 1.200 millones la ampliación del oleoducto que conecta la Cuenca Neuquina con el océano Atlántico ya alcanzó el 70% de avanceCon una inversión de U$S 1.200 millones la ampliación del oleoducto que conecta la Cuenca Neuquina con el océano Atlántico ya alcanzó el 70% de avance (Oldelval). Una de las obras de infraestructura privada más importante de la Argentina para el transporte de crudo ya está en la […]

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Minería: El tratado minero entre Argentina y Chile, un modelo de cooperación transfronteriza que cobra impulso

El tratado binacional de minería entre Argentina y Chile, firmado en 1997, es una pieza única en el mundo que permite la eliminación de fronteras para facilitar proyectos mineros conjuntos en la cordillera de Los Andes. Este acuerdo, que abarca toda la frontera entre ambos países, facilita la circulación de personas y bienes relacionados con la minería sin necesidad de tramitaciones aduaneras, siempre dentro de un marco protocolar específico. La historia de este tratado se remonta a negociaciones que comenzaron a principios de los ’90, con el objetivo de presentar la cordillera como un distrito minero unificado. Los primeros proyectos […]

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Proyectos y Obras: YPF garantiza la continuidad del proyecto de GNL

El presidente de YPF, Horacio Marín, aseguró que el proyecto para construir una planta de gas natural licuado (GNL) en conjunto con Petronas continuará adelante, aunque la empresa malaya decida retirarse. Marín abordó los rumores sobre una posible salida de Petronas durante una entrevista con radio El Observador, donde enfatizó que el desarrollo no depende exclusivamente de la compañía. «Si Petronas no continúa, YPF va a seguir adelante. Es un proyecto que tiene mucho interés, y pueden ingresar otras compañías», afirmó el titular de la petrolera estatal. El proyecto, que implica una inversión multimillonaria, es fundamental para la Argentina ya […]

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Inversiones: Pluspetrol invertirá más de US$600 M en uno de los bloques estrella de Vaca Muerta

La petrolera tiene un agresivo plan para desarrollar sus bloques no convencionales. El 67% del capex de la compañía para este año se concentra en Argentina. Los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta prometen ser un imán de inversiones en los próximos años en Argentina. El sector de gas y petróleo prevé para este año desembolsos por US$11.361 millones, de los cuales el 75% irán al shale. Una de las empresas que más invertirá es Pluspetrol, con un capex estimado en US$899 millones para todas sus operaciones, de las cuales el 67% se concentran en Argentina y en Vaca Muerta […]

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Licitaciones: Weretilneck no pierde el tiempo y licita la exploración de otra área petrolera

Se trata de la zona Cinco Saltos Norte que abarca cerca de 140,98 kilólemetros cuadrados y se encuentra ubicada a 40 kilómetros al norte de Cipolletti y Neuquén. Ya hay una empresa interesada. Mediante el Decreto N° 184/24, se declaró de Interés Público el Proyecto de Iniciativa Privada presentado por la empresa Capex S.A, quien propuso la exploración y eventual explotación del área. Este proyecto incluye una opción complementaria que amplía la superficie del bloque, lo que fortalece su potencial como área clave dentro del nuevo paradigma de explotación de hidrocarburos. El área hidrocarburífera Cinco Saltos Norte abarca aproximadamente 140,98 […]

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Actualidad: Río Negro eliminará 367 tasas provinciales

El gobernador Alberto Weretilneck envió hoy a la Legislatura el proyecto de ley para eliminar el cobro de 367 tasas administrativas por servicios que presta el Poder Ejecutivo. De esta manera, de 418 existentes sólo se mantendrán 52, correspondientes a las área de producción de hidrocarburos y minería. De esta manera, las tasas que hasta el momento cobraba Policía, Registro Civil, Personas Jurídicas, entre otras, ya no deberán abonarse. “Seguimos trabajando para construir juntos una provincia que acompañe al sector privado y al comercio, que le facilite las cosas para desarrollar su actividad. Río Negro es una provincia amigable con […]

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Minería: Pese al rechazo en el sector, Salta aumentó las regalías mineras a 5%

El Gobierno salteño subió el porcentaje de las regalías a la minería hasta 5%, en una decisión que genera resistencias en los empresarios locales del sector. La decisión salió publicada a través de un decreto en el Boletín Oficial, el mismo día en que la provincia gobernada por Gustavo Sáenz selló la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Justamente, el RIGI permite a las provincias cobrar hasta 5% de alícuota a los nuevos desarrollos. En el ámbito de la industria minera había surgido un claro rechazo hacia la propuesta de suba de regalías, ya que argumentaban que […]

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Offshore: Comenzó a Producir el 1er Pozo de la Plataforma Fenix

El Gobernador Gustavo Melella participó del anuncio y ceremonia oficial de Total Austral SA del inicio de producción del primero de los tres pozos de la plataforma offshore Fénix, que aportará cuando todos estén en producción un 8% de gas extra a la producción nacional y el equivalente a 15 barcos de GNL durante el invierno. El hito productivo fue presentado en un evento realizado en la ciudad de Buenos Aires con los máximos representantes del consorcio multinacional, junto a autoridades nacionales y de la provincia encabezadas por el Gobernador de Tierra Del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur. […]

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Internacionales: Medidas preventivas para el abastecimiento energético en hidrocarburos

Medidas preventivas para el abastecimiento energético en hidrocarburos. Con el objetivo de garantizar el abastecimiento energético del país, el Ministerio de Energía, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la CREG han implementado una estrategia de prevención y acción que coordinará medidas concretas para la seguridad energética nacional. Para ello, se ha coordinado: 1. La activación del PMU de Gas integrado por el Ministerio de Energía, la UPME, la ANH, la CREG, XM, CNO-GAS, NATURGAS, y la ACP. Dentro de sus objetivos está elaborar una hoja de ruta para 2025-2026 y elaborar recomendaciones de ajustes normativos e infraestructura. 2. La activación […]

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República Dominicana acelera su estrategia de integración de renovables con un paquete de modificaciones reglamentarias

República Dominicana continúa trabajando en pos del fortalecimiento del subsector eléctrico. Durante este mes, la Superintendencia de Electricidad (SIE) fue publicando una seguidilla de resoluciones en las que aprueba las convocatorias a audiencias públicas para conocer propuestas vinculadas a nuevas regulaciones. 

Hasta la fecha, más de cinco iniciativas impactarían de manera directa e indirecta a las energías renovables al estar alineadas al Decreto 03-24 del presidente Luis Abinader que declara de alto interés nacional la promoción y desarrollo de proyectos eléctricos en el territorio dominicano, con el objetivo de satisfacer la creciente demanda de electricidad y garantizar la estabilidad del servicio a nivel nacional.

Esto que fue interpretado por la iniciativa privada como una señal positiva de la actual administración para continuar con sus inversiones en energía solar y eólica, con o sin baterías. 

““Realmente, son importantes todas estas modificaciones que se están haciendo porque son reglamentos que se emitieron hace muchos años y la dinámica principalmente en el mercado ha cambiado”, introdujo Augusto Bello, gerente general de A&A Business Intelligence Group (AABI Group)

Y valoró: “A modo general, nosotros vemos que es un muy buen primer paso el que se está dando, que viene a corregir algunas distorsiones que hay hoy día, también la nueva regulación dará paso a una mayor integración de renovables”.

¿Cuáles son los avances regulatorios? Entre las resoluciones emitidas este mes por la SIE, el referente del mercado destacó aquellas destinadas a generación distribuida y usuarios no regulados. 

“Todas apuntan justamente a las renovables. Por ejemplo, los usuarios no regulados instalan paneles e inyectan hacia la red pero, bajo la 5707 actual, la energía se iría a transar a precio del mercado spot; ahora mismo, estas modificaciones que se están haciendo al reglamento definen claramente cuál va a ser el tratamiento de esas inyecciones que tengan los usuarios”, expresó el referente de AABI Group

Pero aquello no sería todo. También se registran avances para servicios auxiliares para la regulación de frecuencia, la actualización del código eléctrico y de requisitos para la puesta en servicio de obras eléctricas. Todas estas se pueden revisar en detalle, en el sitio de la SIE

SIE-097-2024-MEM: Aprobación de Audiencia Pública “Reglamento que fija el Mecanismo de Venta de Excedentes para las Instalaciones de Autoproducción de Energía Renovable en el Régimen Especial” 
SIE-096-2024-MEM: Aprobación de Audiencia Pública para conocer la propuesta de modificación del “Reglamento de Autorización y Ejercicio Condición Usuario no Regulado” 
SIE-095-2024-MEM : Aprobación de Audiencia Pública para conocer la propuesta de modificación del “Reglamento de Autorización de Puesta en Servicio de Obras Eléctricas en el SENI” 
SIE-094-2024-REG: Aprobación de Audiencia Pública “Actualización del Código Eléctrico Nacional de la República Dominicana”
SIE-091-2024-MEM: Aprobación de Audiencia Pública Reglamento de aplicación para la Prestación de los Servicios Auxiliares de Regulación de Frecuencia.
SIE-090-2024-REG: Aprobación de Audiencia Pública Reglamento para la Aprobación, Interconexión y Operación de Instalaciones de Generación Distribuida de Energía.

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El gobierno de Paraguay actualizará la Política Energética Nacional con miras al 2050

El presidente de Paraguay, Santiago Peña, firmó el Decreto Nº 2553/24 por el cual se aprueba la nueva Política Energética Nacional con vistas al 2050. Herramienta fundamental para el desarrollo del país y que deroga el anterior Decreto N° 6092/2016

Según informaron desde el Poder Ejecutivo, la nueva Política Energética contará con más de 300 objetivos y se implementará en tres fases: corto plazo hasta 2028, mediano plazo hasta 2035 y largo plazo hasta 2050.

“El decreto ya está firmado y pronto se publicará en la página web oficial de la Presidencia de la República, donde apuntaremos fuertemente a la utilización de los recursos naturales para generación de energía eléctrica y diversificar la matriz, independientemente de la apuesta a las centrales hidroeléctricas”, aseguró Mauricio Bejarano, viceministro de Minas y Energía de Paraguay, en conversación con Energía Estratégica

Y entre los objetivos principales se destacan la consolidación de una matriz más diversificada, el fomento a las renovables, reducción del consumo de hidrocarburos y el aumento de la inserción de energía eléctrica. 

Además, se busca introducir la utilización de combustibles derivados del hidrógeno, implementar medidas de eficiencia energética, avanzar en la integración energética regional y fortalecer el marco institucional y las empresas estatales del sector.

“Servirá para atender a todo el sector energético, buscando la utilización de los recursos naturales, la industrialización del país y la atención a los consumidores a partir de una mayor calidad de energía a un precio asequible al que estamos acostumbrados”, declaró el viceministro de Minas y Energía de Paraguay. 

Por tal motivo es que se buscará dar continuidad a la ley de fomento a las energías renovables no convencionales no hidráulicas (Ley N° 6977/2023), que permite que la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) suscriba contratos PPA a largo plazo con nuevos generadores, como también que los usuarios inyecten sus excedentes de energía al sistema.

También se busca introducir la utilización de combustibles derivados del hidrógeno, implementar medidas de eficiencia energética, avanzar en la integración energética regional y fortalecer el marco institucional y las empresas estatales del sector.

“Incluso estamos construyendo el marco normativo para hacer realidad todas las metas trazadas, a la par que está en proceso la Estrategia Energética para el corto plazo, a cuatro años, para la introducción de nuevas fuentes a la matriz. Hecho que para un sistema como el de Paraguay tiene una dinámica compleja, pero sabemos que encontraremos una solución”, subrayó Bejarano. 

“El objetivo es hacer más ágil y dinámico el desarrollo de las renovables, sobre todo la tecnología fotovoltaica, además que la biomasa tiene su propio movimiento a partir de la co-generación y por tal motivo tendrá una modificación regulatoria que le permitirá generar energía eléctrica y no sólo térmica en un futuro cercano”, aclaró. 

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Panamá enfrenta retos para la incorporación de baterías desde una óptica legal y financiera

En los últimos años, la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP) ha emitido diversas resoluciones que buscan integrar los sistemas de almacenamiento de energía en la normativa panameña. Esto fue bien visto por la iniciativa privada. 

Desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), su vicepresidente Félix Eugenio Moulanier, destacó dos resoluciones clave aprobadas en 2024: «Una es la incorporación de los sistemas de almacenamiento en el sistema de transmisión, que viene siendo la resolución 19.248 de mayo del 2024», introdujo. Esta normativa tiene como objetivo incluir los sistemas de almacenamiento en el plan de expansión de la red de transmisión, lo que permitiría mejorar la estabilidad de la red, minimizar riesgos de contingencia y aliviar congestiones.

La otra regulación es la 19.112 aprobada en abril del 2024, que modifica las reglas comerciales del mercado mayorista para incorporar estos sistemas a las centrales de generación renovable. De acuerdo con el referente de CAPES, esto permite que las plantas solares y eólicas integren baterías a su operación, fortaleciendo la capacidad de estas fuentes para gestionar la intermitencia en la generación.

No obstante, uno de los mayores obstáculos parte desde la Ley 6 de 1997, que regula el sector eléctrico en Panamá. «La regulación tiene ciertos límites en derecho», explicó Félix Moulanier, al referirse a la jerarquía definida en la pirámide de Kelsen, en la que las leyes tienen mayor peso que las resoluciones. La Ley 6 define a las generadoras, comercializadoras, distribuidoras y la empresa de transmisión como agentes de mercado. Sin embargo, «no incluye a los sistemas de almacenamiento», subrayó.

Esta omisión tiene consecuencias directas para los inversores interesados en desarrollar proyectos de almacenamiento de energía independientes, conocidos como «stand alone». Según Moulanier, «cuando no se incluyen los sistemas de almacenamiento como un agente de mercado, esto le impide al inversionista realizar transacciones en el mercado ocasional o firmar contratos con otros agentes». Además, sin la capacidad de formalizar contratos, es difícil garantizar a los bancos que las inversiones en estos sistemas tendrán un retorno seguro.

El vicepresidente de CAPES afirmó que, hasta la fecha, «no existe en Panamá un proyecto de sistema de almacenamiento de energía stand alone». Aunque el potencial está presente, los sistemas de almacenamiento sólo se conciben actualmente como parte de plantas de generación renovable, como las solares y eólicas. 

A pesar de estos desafíos, el referente cree que las baterías tienen un papel fundamental en el futuro energético del país: «Con el potencial que tiene Panamá en irradiación solar y en energía eólica, podríamos tener producción de energía renovable respaldada con plantas de almacenamiento», indicó. Estas baterías no solo ayudarían a acumular la energía generada, sino que también podrían contribuir a la descongestión de la red eléctrica.

Actualmente, Panamá está en proceso de construir una cuarta línea de transmisión para satisfacer la creciente demanda de energía. No obstante, Félix Moulanier señaló que «los sistemas de almacenamiento vendrían a reducir costos de inversión en la red de transmisión y brindar servicios a los sistemas de distribución».

Con la integración de las baterías en la regulación, los proyectos de almacenamiento podrían convertirse en un pilar clave para mejorar la eficiencia energética del país. Sin embargo, Moulanier insistió en que lo que falta son «definir los procedimientos» necesarios para hacer operativos estos avances.

El marco regulatorio actual permite que los inversionistas que operan plantas fotovoltaicas soliciten a ASEP la modificación de sus licencias para incorporar sistemas de almacenamiento en sus operaciones. «Estos son avances importantes», reconoció el vicepresidente de CAPES, pero enfatizó que los verdaderos retos están a nivel de ley.

Para que los proyectos de almacenamiento sean viables, el referente del sector solar señaló que el gobierno debe ir más allá de definir políticas. «El gobierno tiene que meterle un empuje importante a lo que son incentivos», afirmó. Desde su óptica, es crucial generar confianza en el sistema financiero para que participe en proyectos de almacenamiento, así como definir de manera clara la remuneración de estos sistemas dentro del marco regulatorio.

Por lo pronto, Félix Moulanier destacó la voluntad del nuevo secretario de Energía para impulsar cambios importantes en la Ley 6 de 1997: «Existe la iniciativa y la disposición en crear cambios para tener una matriz energética más eficiente». 

El contexto panameño marca la urgencia de la diversificación  

Panamá utiliza el agua dulce con tres fines prioritarios, para el consumo humano, para el paso de barcos en el canal de Panamá y para la generación de energía eléctrica. 

Con el paso del fenómeno del Niño, la escasez de agua ha puesto en evidencia la urgencia de una gestión del recurso más óptima y sostenible de manera que su uso más vital no disminuya. 

En respuesta, el Canal de Panamá ya tuvo que optar por restricciones al transporte marítimo para disminuir el uso de agua de ríos y de lluvia acumulada que el fenómeno del Niño ha restringido, para su sistema de paso de barcos. 

Desde el sector eléctrico evalúan como solución de largo plazo la incorporación de baterías y diversificación de su matriz para no depender y ni acaparar tal recurso. 

“Los sistemas de almacenamiento de energía por medio de batería ya se están volviendo una necesidad”, consideró Félix Eugenio Moulanier, vicepresidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES)

Y concluyó: “Hemos visto que Costa Rica y Honduras tuvieron restricciones importantes en estos últimos meses en cuanto a la generación de energía por la falta de agua. Nosotros sabemos ya como panameños que no podemos seguir dependiendo de una sola fuente de generación de energía que utilizamos en gran medida para suplir nuestra demanda. 

Tenemos distintas fuentes generaciones, nos estamos convirtiendo en un hub de gas natural y demás, pero en Panamá tenemos un potencial importante en irradiación solar, tenemos buenos vientos por ser un país que tiene costas en ambos océanos, en el litoral del Atlántico y en el Pacífico, y si utilizamos ese potencial no solamente para usar la energía en tiempo real, sino también para poder hacer uso de esa energía y almacenarla cuando tengamos excedente para usarla cuando nos haga falta, podríamos tener una matriz energética más sostenible”.  

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Desarrollarán proyecto en Arequipa para la producción de hidrógeno verde a precio competitivo

Como ya había anticipado Energía Estratégica, Proinversión proyectó inversiones para la generación de energías limpias en Arequipa que superan los 5 billones de dólares, más del 60% del monto total de inversiones adjudicadas en el Perú para el 2024.

Teniendo en cuenta este potencial, cada vez más stakeholders tanto públicos como privados exploran las oportunidades que existen en la región peruana para montar proyectos renovables.

En diálogo con este medio, Luis Núñez Torrres, Diseñador de planeamiento estratégico reveló que INVEMA se ofreció a financiar y construir 3 plantas hidroeléctricas desalinizadoras en el departamento de Arequipa en unos 3 a 5 años a través de un contrato o PPA a largo plazo de empresas públicas o privadas, que le aseguren la compra del agua y de la electricidad que producirán las plantas.

Según el experto, cada planta está diseñada para generar 2 mil megavatios de energía es 100% renovable y costarían cerca de 4 mil millones de dólares, tomando como referencia una planta similar que construyó “Minera la Escondida” en Chile.

Se trata de un nuevo modelo de hidroeléctrica submarina que usa la energía potencial de las olas y de las corrientes marinas para producir grandes cantidades de electricidad a tarifas de venta muy bajas.

Con la electricidad generada, se hierve el agua de mar que al transformarse en vapor, se separa de la sal. Este nuevo tipo de desalinizadora tiene la ventaja competitiva de que puede enviar el vapor mediante tuberías a zonas que se encuentran a más de 100 kilómetros en la sierra, donde se emplearía para generar electricidad en una central termoeléctrica, luego se procede a enfriar dicho vapor, con lo que se obtiene agua pura.

El caudal de agua se utiliza para generar electricidad en una central hidroeléctrica, lo que permite recuperar gran parte de la electricidad que se usó en desalinizar el agua de mar. Esto reduce enormemente los gastos operativos, que se traducen en tarifas eléctricas de venta más bajas.

“La venta de la sal es un Activo Estratégico, que reduciría significativamente los precios del agua y de la electricidad. Con esto se resolvería el principal problema que afronta actualmente el hidrógeno verde, que es el alto precio de la electricidad que se requiere para producirlo de manera rentable”, explica.

De acuerdo al ejecutivo, la propuesta de la Gerencia de Inversión Privada del Gobierno Regional de Arequipa hecha a INVEMA contempla producir combustibles sintéticos. Al mezclar hidrógeno con dióxido de carbono que se capturaría de la atmósfera, se pueden producir combustibles ecológicos o e-fuels (petróleo, gasolina, gas).

Una de las plantas que se construirá en la provincia de Camaná, podría abastecer con 182 millones de metros cúbicos anuales al Proyecto Majes-Siguas II, con lo que se podría irrigar 60.000 hectáreas.

La segunda planta, se construirá en la provincia de Islay, con lo que se plantea irrigar 150.000 hectáreas para sembrar maíz, para producir 900.000 toneladas de bioplástico.

“Con la producción de hidrógeno verde se producirían fertilizantes sintéticos en lugar de usar el gas de Camisea cuyas reservas se acabarán en el 2040. Esta irrigación crearía una ciudad de 1.4 millones de habitantes, generaría cerca de 900.000 empleos directos e indirectos. De esta forma, Arequipa sería un modelo piloto, que se podría replicar desde Tumbes hasta Tacna y la falta de agua será cosa del pasado”, afirma.

El costo actual de producción es de unos 8 dólares por kilo de hidrógeno, y se calcula que podría ser competitivo a partir de los 2.5 dólares. Según Nuñez, la meta es que este nuevo tipo de hidroeléctricas submarinas logren vender a un precio altamente competitivo.

Las hidroeléctricas submarinas cuentan con una gran ventaja competitiva sobre otras fuentes renovables; funcionan las 24 horas del día, los 365 días del año, a diferencia de la energía solar que solo funciona de día, la energía eólica 265 días efectivos aproximados al año, o las hidroeléctricas que reducen su producción en tiempos de sequía”, argumenta.

“Teniendo en cuenta todos estos factores, el precio del hidrógeno verde que pueden producir, podría lograr el precio de venta de un dólar el kilo de hidrógeno verde, que sería el más bajo del mundo”, concluye.

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La Olade advierte una «inflación energética» en América Latina y el Caribe

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) ha publicado hoy su Indicador de Inflación Energética para América Latina y el Caribe (IE-LAC) correspondiente al mes de julio 2024. Este informe ofrece un análisis detallado de las tendencias energéticas en la región lo que es crucial para entender el comportamiento de los mercados de energía y su impacto en la economía y la sostenibilidad de los países de América Latina y el Caribe.

La inflación energética en julio es 4.8 veces el valor registrado en junio, principalmente por el aumento del precio del petróleo en los meses de junio y julio pasando de USD 79.77 a USD 81.80 el barril. En términos generales, en 12 de los 20 países analizados se incrementó el indicador de inflación.

Asimismo, cabe destacar que en julio 2024, tanto la inflación total mensual como la inflación energética mensual para ALC registran un incremento.

Fuente: OLADE, elaboración propia a partir de la información publicada en los Institutos de Estadística y Censos y Bancos Centrales de los Países Miembros de OLADE.

La inflación energética anual de América Latina y el Caribe, en julio de 2024 (respecto a julio de 2023) fue de 4.45%, registrándose el mayor incremento durante el primer semestre del 2024.

Fuente: OLADE, elaboración propia a partir de la información publicada en los Institutos de Estadística y Censos y Bancos Centrales de los Países Miembros de OLADE.

Por otra parte, en los países de la OECD, la inflación energética se incrementó del 2.32% en junio al 3.30% en julio, que corresponde al valor más alto registrado durante el último semestre, a pesar que la inflación total anual disminuyó del 5.6% en junio al 5.4% en julio. En términos generales la inflación energética aumentó en 22 países de la OCDE y disminuyó en 13, presentándose diferencias significativas entre estos países.

Fuente: OLADE, elaboración propia a partir de la información publicada en los Institutos de Estadística y Censos y Bancos Centrales de los Países Miembros de OLADE e información publicada por OCDE.

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Solis celebra su 19º aniversario y consolida su posición entre las principales Empresas Solares del Mundo

Solis (Ginlong Technologies), líder mundial en tecnología de inversores solares, celebra este año su 19º aniversario. Por cuarto año consecutivo, la empresa ha sido reconocida como una de las mejores en la industria solar global.

El 10 de septiembre, durante el Foro de Desarrollo Bajo en Carbono de Taiyuan 2024, bajo el tema «Desarrollar la Productividad de la Nueva Energía y Construir un Mundo Limpio y Hermoso», se presentaron dos importantes informes del sector: el «Análisis de Competitividad de las Empresas Globales de Nueva Energía 2024» y las «500 Principales Empresas de Energía Global 2024».

Solis, gracias a su sólido desempeño en el mercado y su impresionante influencia de marca en el sector de energías renovables, fue nuevamente clasificada entre las principales empresas del mundo, consolidando aún más su liderazgo en el ámbito de la nueva energía.

«Estamos increíblemente orgullosos de celebrar el 19º aniversario de Solis y compartir este logro con nuestros clientes, socios y empleados», dijo Sergio Rodríguez, Director de Tecnología (CTO) para LATAM en Solis. «Este reconocimiento nos motiva a seguir impulsando la transición hacia la energía limpia y a llevar soluciones de energía renovable a más personas en todo el mundo».

Este año también marca el 52º aniversario de las relaciones diplomáticas entre China y México, así como el 11º aniversario de la asociación estratégica integral entre ambos países. Como invitado de honor, México participó en varias actividades durante el evento Taiyuan 2024 y organizó el «Foro del Invitado de Honor: México.»

Solis se enorgullece de unirse a esta celebración y está lanzando el concurso «La Planta Solar Más Bella» en redes sociales, para incentivar a instaladores y usuarios a participar en el movimiento global de energía limpia. Los participantes pueden compartir sus historias y entrar al concurso para tener la oportunidad de ganar premios. Para más detalles, visite Solis Latam.

A lo largo de los últimos 19 años, Solis ha realizado importantes inversiones en investigación y desarrollo, lo que ha impulsado el avance de sus productos de inversores de sexta generación. Estas innovaciones, combinadas con una producción eficiente, han permitido una expansión significativa en el mercado global.

Solis cuenta con múltiples productos con derechos de propiedad intelectual independiente y ha sido clasificada como el tercer mayor fabricante de inversores del mundo durante tres años consecutivos. Además, lidera el mercado global en inversores string monofásicos residenciales.

Hasta junio de 2024, los envíos globales acumulados de Solis han superado los 100 GW, lo que demuestra su dedicación al liderazgo tecnológico y al éxito en el mercado.

Fundada en 2005, Solis ha construido su reputación como una empresa solar de primer nivel, centrándose en la innovación y el servicio al cliente. Con una sólida cadena de suministro global y capacidades avanzadas de I+D, la empresa adapta sus soluciones de inversores para satisfacer las necesidades específicas de los mercados regionales. Su equipo de expertos locales ofrece un servicio y soporte inigualables, ganándose la confianza de clientes en todo el mundo.

Sobre Solis

Establecida en 2005, Ginlong (Solis) Technologies (Código de Bolsa: 300763.SZ) es uno de los mayores y más experimentados fabricantes de inversores string fotovoltaicos. Comercializada bajo la marca Solis, la cartera de productos de la empresa utiliza tecnología innovadora de inversores string, ofreciendo una fiabilidad de primera clase, validada bajo las certificaciones internacionales más estrictas.

Con una cadena de suministro global, capacidades de I+D de clase mundial y capacidades de fabricación, Ginlong optimiza sus inversores para cada mercado regional, ofreciendo un servicio y soporte dedicado a través de expertos locales. Para más información, visite: Solis – Fabricante Global de Soluciones de Energía Solar y Almacenamiento de Energía.

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EXCLUSIVO: Las tres medidas centrales del programa de emergencia que prepara el gobierno para mitigar cortes eléctricos a hogares en el verano

El gobierno apura la letra chica de la resolución que pondrá en marcha el “Programa de Emergencia Verano 2024/2025”, la iniciativa oficial con la que la Secretaría de Energía aspira a gestionar el pico de demanda de energía en el período estival. El objetivo es reducir las probabilidades de que se registren cortes masivos de electricidad entre diciembre de este año y marzo de 2025.

EconoJournal accedió al borrador de la normativa que prepara la dependencia que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo. El texto funciona como un marco general para implementar una serie de medidas en distintos niveles con vistas a coordinar el funcionamiento del sistema eléctrico durante los meses de calor.

La preocupación de la administración de Javier Milei responde a la fragilidad del sector eléctrico argentino en todos sus segmentos: generación, transporte y distribución. La realidad es que cuando la demanda se acerca a los 30.000 megawatt (MW), la Argentina depende de que Brasil pueda enviar hacia nuestro país 2200 MW —y sumar algo más de potencia desde Uruguay, Paraguay y Chile— para cubrir el pico de consumo. A raíz de eso, Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, publicó un informe en junio, que este medio publicó en exclusiva, que advierte que podría haber cortes masivos en el verano porque faltaría energía para cubrir los picos consumos.

Copia del artículo 1 del borrador de la licitación a la que accedió EconoJournal.

Esa condición de endeblez del sistema —que es estructural y se explica por años de desinversión en el sector— se acrecentó este año como resultado de: a) el crecimiento de la instalación de equipos de aire acondicionado y enfriamiento, que se expande de manera parcialmente inelástica frente a la evolución de la economía (es decir, sigue aumentando pese a la recesión económica); b) la salida de funcionamiento de Atucha I, que aporta 362 MW a la base de generación térmica y dejará de operar a fin de mes para encarar los trabajos de extensión vida útil pese a que el gobierno analizó patear esa decisión para después del verano a fin de contar con la usina atómica durante el período de mayor demanda estacional de energía; c) el desmantelamiento de máquinas viejas ubicadas en centrales estratégicas para abastecer el consumo del Gran Buenos Aires (GBA); y d) la inexistencia de un plan de ampliación del segmento de generación por parte de la Secretaría de Energía, que canceló la licitación TerConf —lanzada por el gobierno anterior para ampliar el parque termoeléctrico—, pero que aún no definió ningún esquema para expandir la potencia instalada en el país.

Frente a ese escenario, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, tiene un punto cuando argumenta que es probable que se registren ‘cortes programados de electricidad’ —un concepto que en el imaginario social todavía rememora a las interrupciones rotativas aplicadas por el gobierno de Ricardo Alfonsín en 1989— como consecuencia de la falta de inversión durante el gobierno de Alberto Fernández. Incluso podría pensarse que, en términos narrativos, al gobierno de Milei le sirve agitar el fantasma de los cortes programados para recordarle a la ciudadanía el costo y los riesgos de años de políticas kirchneristas que no propiciaron la inversión para mejorar la calidad del servicio eléctrico. Sin embargo, si la cartera que dirige Rodríguez Chirillo sigue demorando el lanzamiento de algún plan para ampliar el parque de generación térmica, no podrá buscar culpables ajenos si en el verano de 2026 se registran problemas de generación para cubrir el pico de demanda estival.

Tres ejes

La resolución que prepara el gobierno para hacer una especie de control de daños sobre el despacho de energía durante los meses de calor se apoya en tres acciones concretas:

1) Se otorgará una remuneración adicional a las empresas  generadoras de plantas termoeléctricas —Pampa Energía, Central Puerto, AES, YPF Luz, MSU Energy y Albanesi, entre otras— como incentivo para mejorar la disponibilidad de máquinas ‘viejas‘ e ineficientes durante los próximos tres años. Es una medida para elevar la confiabilidad de las centrales que componen el parque de ‘generación forzada’, a fin de que los privados tengan un incentivo económico para poner en condiciones a máquinas turbovapor, motores y turbinas de gas de alta antigüedad, que tienden a fallar y a romperse con mayor asiduidad que las máquinas más modernas que se instalaron en los últimos 15 o 10 años.

2) Se ofrecerá una compensación económica —expresada en dólar por megawatt por hora (MWh)— para los grandes usuarios de electricidad —grandes industrias siderúrgicas, metalmecánicas, acereras y petroquímicas, entre otras— que estén dispuestas a cortar su consumo de energía durante días de mucho calor.

3) Se promoverá la instalación de unidades de generación móviles (UGEMS) en las redes de distribución de Edenor y Edesur, las dos distribuidoras que permanecen bajo jurisdicción nacional. El Estado se hará cargo del costo del combustible que consumirán esos equipos, que serán operadoras por las distribuidoras. Habrá que ver qué mecanismo se establece para que el ente regulador (ENRE) pueda determinar con exactitud cuánto gasoil consumieron en las UGEMS que instalen las dos mayores distribuidoras eléctricas del país.   

Más confiabilidad

El esquema sobre el que trabaja el Ejecutivo prevé el pago de una remuneración adicional —tanto en concepto de potencia como de energía— para las generadoras que opere centrales enroladas en lo que se conoce como ‘generación forzada’, es decir, máquinas térmicas viejas, ineficientes y -por lo tanto- más caras. Son equipos que muchas veces, si la remuneración que paga el Estado bajo el paraguas de la resolución 95 de la Secretaría de Energía no es atractiva, son dejadas fuera de operación o directamente desmanteladas por los privados frente a la imposibilidad de cubrir los costos que requieren su reparación y mantenimiento. “Es una medida que busca garantizar la disponibilidad de entre 300 y 500 MW que, de otra manera, muy probablemente estarán fuera de servicio este verano y en el peor de los casos, busca asegurar la potencia siga cayendo”, indicó un técnico del sector.

Según datos de Cammesa, la compañía mixta que se encarga del despacho de energía, que es controlada por el gobierno, la generación térmica limitada o indisponible en la actualidad suma 6.590 MW, de los cuales hay 1.618 MW de máquinas turbovapor (TV); 2.512 MW de usinas de turbogas (TG); 1.750 MW de ciclos combinados (CC); y 710 MW de motores diésel (DI).

Fuentes del área energética del gobierno indicaron que se está definiendo el importe de la remuneración extra que se ofrecerá los generadoras y agregaron que la medida tendrá un costo fiscal de alrededor de alrededor de US$ 120 millones por año. “Se piensa en un esquema que esté más apoyado en un sobreprecio variable por la energía que efectivamente puedan sumar los generadoras y no tanto en un sobreprecio fijo por potencia. También se podría otorgar un premio mayor para las generadoras con centrales en nodos críticos como el área metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Veremos qué termina escribiendo la Secretaría de Energía”, analizó un consultor eléctrico que pidió la reserva de nombre.

En un despacho oficial aceptaron que “tenemos que sumar lo que sea”. “Cuando la demanda supere los 30.000 MW vamos a estar complicados”, admitieron. El número no es casual, ya que el 1° de febrero de este año la Argentina tuvo el récord histórico de demanda de energía cuando llegó a consumir 29.653 MW a las 14.48.

Premio a las industrias

Una de las novedades que incluirá el programa de emergencia que prepara el gobierno es que se ofrezca una remuneración para las grandes industrias con energía contratada directamente en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que accedan a bajar su consumo de electricidad en aquellos días de consumo máximo por el calor.

Las fuentes consultadas por este medio afirmaron que se está terminando de definir un mecanismo para que los grandes usuarios —acereras, siderúrgicas, agroalimenticias y petroquímicas, entre otras— cobren un precio cercano al costo de generar electricidad con gasoil en una máquina de generación ‘forzada’ —es decir, el costo marginal del sistema, que oscila entre los 200 y los 300 dólares por MWh— si acceden a redireccionar la cantidad de megas contratadas hacia la demanda prioritaria. En la práctica, bajo este esquema, durante los días de mucho calor, las grandes industrias se convertirían en agentes de generación, por lo que recibirían una remuneración a cambio de dejar de consumir.

Generación móvil

La tercera pata del plan que elabora el gobierno apunta a fomentar la instalación de UGEMS bajo la órbita de las distribuidoras. Por eso, la resolución que publicará en los próximos días solicitará al ENRE que a más tardar a mediados de octubre determine cuántas unidades de generación poseen Edenor y Edesur para reforzar la oferta de energía en el área metropolitana de Buenos Aires.

“Las unidades declaradas serán incorporadas por CAMMESA como oferta de energía en la programación del despacho, tanto estacional como mensual y semanal (…) se les reconocerá sólo el costo variable (el combustible) incurrido en la producción de energía”, establece el artículo 4b del proyecto de resolución al que accedió este medio.

La clave es saber qué instrumento tendrá el Estado para controlar cuánta energía despachan esas plantas móviles de generación a fin de transparentar el pago a las distribuidoras en concepto del combustible consumido.

, Roberto Bellato y Nicolás Gandini

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La ciudad de Rafaela albergará el próximo martes una nueva jornada de renovables en Argentina

La transición energética global está en curso y su magnitud será un catalizador para reconfigurar la economía mundial. Argentina no está exenta de esto, y es por ello que resulta estratégico asumir el desafío de diseñar un futuro con energía segura, equitativa y limpia, aprovechando las oportunidades que ofrecen las energías renovables.

Por tal motivo es que el próximo martes 1 de octubre se llevará a cabo la jornada “Energías renovables en Argentina: desafíos y oportunidades en el contexto de la transición energética global”, organizada por el Centro Comercial e Industrial de Rafaela y la Región (CCIR) junto a la colaboración de Oscar Balestro, presidente de Emprendimientos Energéticos y Desarrollos SA (EEDSA). 

El evento, del cual Energía Estratégica será media partner, tendrá lugar de 10 a 17 horas en el SUM del CCIR y reunirá a autoridades de la provincia de Santa Fe y representantes de empresas vinculadas con la eficiencia energética y las renovables a nivel nacional, quienes abordarán las principales medidas para lograr una matriz energética más limpia y la importancia estratégica de fijar una hoja de ruta que brinde visibilidad de largo plazo.

“Entendemos que la transición energética que se atraviesa a nivel global, y Argentina en particular con el nuevo cambio de gestión, representa un montón de desafíos y oportunidades. Sumado a que hay empresas que integran la cadena de valor de varios ejes que involucran a las renovables”, manifestó Ivan Acosta, director general del CCIR. 

“Incluso muchos de ellos son grandes consumidores de energía y contratan renovables, requieren diversificar su matriz y piensan en inversiones, como también hay proveedoras de equipamiento, proyectos llave en mano, generadoras y otros de servicios y soluciones del ecosistema energético”, agregó en diálogo con este portal de noticias. 

El CCIR propondrá un espacio de networking junto a todas las partes de la cadena de valor en pos de generar vínculos y negocios que fortalezcan tanto al rubro energético como al sector comercial e industrial de Rafaela y la región. 

La jornada tendrá presentaciones por parte de Gabriela Guzzo, gerente comercial senior de Genneia; Nestor Rejas, gerente de Ventas y Marketing de YPF Solar; Martín Dapelo, presidente de ON Networking Business; Marcelo Álvarez, director de Coral Energía; Horacio Pinasco, presidente de Tecnored Energía; Juan Carlos Villalonga, presidente de Globe International; y Verónica Geese, secretaria de Energía del Gobierno de Santa Fe.

Acto seguido, los referentes mencionados participarán de dos paneles de debate en los que el foco estará puesto en los desafíos, oportunidades, ventajas y beneficios que presenta la transición energética, como también en las políticas públicas del gobierno provincial de Santa Fe y su sinergia con los actores a nivel nacional. 

“La provincia de Santa Fe está con una decisión política de apoyar esto y la vinculación con el sector, hecho que es positivo. Por lo que la presencia de la Secretaría de Energía provincial posiblemente ayude a identificar nuevas políticas públicas que retroalimenten el sistema”, subrayó Acosta. 

“Hay interés y sensación de que se abren muchas oportunidades. A tal punto que esperamos entre 40 y 50 personas, pensando en el perfil de los socios del Centro Comercial e Industrial de Rafaela y la Región y las zonas cercanas”, concluyó. 

¿Cómo inscribirse?

La jornada denominada “Energías renovables en Argentina: desafíos y oportunidades en el contexto de la transición energética global” es abierta a todo público, y posee un costo de $50.000; aunque los socios del CCIRR tienen un 15% de descuento sobre este valor.

Quienes deseen participar, deben completar el formulario de inscripción. Mientras que aquellas personas interesadas en consultas adicionales pueden canalizarlas a través de un mail a ivan.acosta@ccirr.org.ar.

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Cortes de energía: Para Gerez-Garibotti “el Gobierno toma malas decisiones y paga la sociedad”

OPINION

Especialistas del área energética del Frente Renovador cuestionaron al gobierno nacional por hacerle pagar a los usuarios tarifas de energía a precios internacionales. “Estamos pagando tarifas a valores de potencias europeas pero eso no se traduce en un servicio de calidad”, expresaron.

En declaraciones al periodismo, tanto Cecilia Garibotti (ex subsecretaria de Planeamiento Energético) como Agustín Gerez (ex titular de Enarsa), coincidieron en señalar que “este Gobierno ha fracasado en política energética, cuyo resultado se traduce en tener tarifas caras, servicio malo y un jefe de Gabinete, Guillermo Francos, que abre el paraguas diciendo que habrá cortes de luz en el verano sabiendo que son ellos los responsables de no haber continuado con el plan de obras que iniciamos hasta diciembre del 2023”.

Al ser consultado acerca del anticipo formulado por el Gobierno respecto a cortes de energía programados durante el próximo verano, Gerez aseveró: “El Gobierno toma malas decisiones en materia energética y lo termina pagando la sociedad con aumento en las tarifas y con cortes rotativos”.

Agregó que “Cuando uno no cree en la planificación y piensa que las cosas las resuelve el mercado, las consecuencias están a la vista. Cómo se le explica a la sociedad, que está pagando tarifas al nivel de potencias europeas, y que va a tener cortes rotativos en el verano”.

Gerez puso en valor la gestión energética del gobierno anterior, indicando que “resolvió dos cuestiones centrales: una fue la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner, que va a propiciar un superávit de 4.000 millones de dólares.

Otra fue la planificación de la construcción de 3.000 megas térmicos, es decir, energía a partir de gas para poder desbloquear problemas en materia energética a futuro”. Al respecto agregó que “los 3.000 megas térmicos implicaron inversiones de 4.000 millones de dólares, ya previstas, pero inexplicablemente este gobierno terminó dando de baja el plan, conllevando una afectación a un millón y medio de hogares del país”.

Cecilia Garibotti se sumó a las críticas por la falta de planificación y la ineficiencia del Gobierno de Javier Milei en materia energética: “Se sabía que hay nodos críticos que necesitan más generación de energía”; y añadió: “el gobierno anterior identificó estos sectores con déficit energético y lanzó una licitación para tener mayor generación de energía. El 10 de julio, este Gobierno las canceló por una cuestión meramente ideológica, y hoy dicen que no hay generación”.

Además, Garibotti reconoció que este accionar forma parte del modo de operar del gobierno libertario, e indicó que, “a lo largo de estos meses lo que hemos visto fueron decisiones ineficientes, una tras otra”. Y dijo, finalmente: “Generaron todas las condiciones para que estemos en esta situación. Suspendieron todas las obras que hubieran permitido subsanar este problema y encima, la energía eléctrica, nos va a salir más cara a todos”.

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Energía prepara medidas para paliar una posible crisis de suministro eléctrico en el verano

El Gobierno nacional, a través de la secretaría de Energía, ultima detalles de la resolución que activará medidas tendientes a paliar los posibles efectos de una merma en la oferta de electricidad durante los próximos meses, previendo además que las temperaturas de la primavera y verano conlleven a una mayor demanda, que el gobierno dice no podría satisfacerse por limitaciones en la generación hidroeléctrica y nuclear.

Hay baja hidraulicidad en Yacyretá por la escasez de lluvias en la cuenca Paraná-Paraguay, y sería impostergable la salida de servicio, en octubre, de la central Atucha I, para encarar la renovación de su vida útil. También persisten serias limitaciones en la red de transporte interconectada en alta tensión.

El jefe de Gabinete, Guillermo Francos, adelantó en este sentido que “va a haber una programación del suministro”, priorizando a la demanda residencial, lo que implicaría limitaciones en el suministro, en principio, a grandes usuarios industriales y comerciales.

Hace un par de semanas el cuasi flamante Secretario Coordinador de Energí y Minería, Daniel González debutó en su cargo creando un Comité de funciomarios técnicos para analizar medidas de mitigación en el suministro de energía, aunque hace una semana consideró que no serían necesarios cortes de luz programados. En el fin de semana último Francos los consideró casi inevitables.

En declaraciones periodísticas, el Jefe de Gabinete sostuvo que “Va a haber una programación, se supone que si viene un verano de mucha temperatura puede haber una demanda muy alta de luz, y como no hubo inversiones en estos últimos tiempos, va a faltar generación y deberá programarse algún corte, sobre todo hacer acuerdos con los sectores productivos, industriales”.

En el transcurso del lunes (23/9) incluso circuló un borrador de una resolución que diseña el secretario Eduardo Rodriguez Chirillo.

CAMMESA y la subsecretaría de Energía Eléctrica coordinarán las acciones para “una adecuada gestión de demanda en el marco de la emergencia con la finalidad de evitar, reducir o mitigar la crítica condición de abastecimiento para el período estival”.

Energía pedirá a las empresas detallar “el alistamiento de medios físicos y humanos para afrontar las contingencias, a los fines de mitigar sus consecuencias”. Las distribuidoras del AMBA, Edenor y Edesur, deberán informar las Unidades Generadoras Móviles (UGEMS), que prevén instalar en sus zonas de operaciones.

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Gazprom aumentará el suministro de gas a China

Gazprom, acordó con China National Petroleum Corporation (CNPC) aumentar los despachos en diciembre, hasta alcanzar la capacidad diseñada del gasoducto de 38.000 millones de metros cúbicos (bcm) anuales.
Rusia está acelerando sus exportaciones de gas natural a China a través del gasoducto Power of Siberia,
Este aumento de los flujos de gas refleja el giro de Rusia hacia China, ya que Moscú trata de sustituir a los compradores europeos que perdió tras la invasión de Ucrania., señala Bloomberg
Según los cálculos de la agencia, Gazprom ya incrementó las entregas, enviando 20,8 bcm en los ocho primeros meses de 2024, acercándose al total de 22,7 bcm del año pasado.
Además del gasoducto Power of Siberia, Rusia está desarrollando un segundo gasoducto desde el Lejano Oriente, que se espera que añada 10.000 millones de metros cúbicos anuales para 2027.
Sin embargo, las negociaciones para el proyecto Power of Siberia 2, que podría elevar el total de las exportaciones rusas de gas a China a casi 100.000 millones de metros cúbicos anuales, se estancaron por desacuerdos sobre los precios.
Aunque China es el principal cliente energético de Rusia, Beijing se está replanteando su dependencia del gas ruso. Las preocupaciones geopolíticas, el riesgo de dependencia excesiva y el interés de China por diversificar sus fuentes de energía están impulsando esta reconsideración.

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Llega una nueva edición del Renewables Day, un evento con foco en el sector de energías renovables

Directivos de compañías dedicadas a la generación de energías renovables y referentes del sector participarán del Renewables Day, organizado por EconoJournal, Aires Renewables y el estudio jurídico Tavarone, Rovelli, Salim & Miani. La jornada, que tendrá lugar el próximo miércoles 2 de octubre en Buenos Aires, se apoyará en una serie de ejes que configuran la agenda de presente y futuro de la industria como la apertura del mercado eléctrico, la ampliación del sistema de transporte, el debate sobre la nueva regulación del sector y la sustentabilidad ambiental.

El encuentro se desarrollará en el Salón Dorrego del Club Hípico Alemán, a partir de las 8 AM y se podrá seguir en vivo por el canal de YouTube de EconoJournal.

La apertura del evento estará a cargo de Daniel González, viceministro de Energía y Minería. Asimismo, en el primer bloque estarán Manuel Santos Uribelarrea (MSU Energy), Bernardo Andrews (Genneia), Martín Mandarano (YPF Luz) y Adrián Salvatore (Central Puerto), quienes darán cuenta de las visiones de corto y mediano plazo de las empresas generadoras.

En el segundo y tercer panel, Martín Brandi (PCR), Emilia Strunz (TotalEnergies), Carolina Bengochea (Tenaris) y Carlos Cuneo (Trina Solar) debatirán sobre las energías renovables y recursos naturales. Mientras que Rubén Turienzo (Pampa Energía), Mariana Schoua (Aconcagua Energy) y Gabriel Vendrell (Aluar) harán foco sobre el marco regulatorio y analizarán cómo asegurar el desarrollo después de la Ley 27.191

Infraestructura y cuellos de botella

Otro de los ejes sobre los que ahondará el evento será sobre cómo viabilizar la ampliación de la infraestructura eléctrica. Sobre este tema expondrán Pablo Tarca (Transener), Pablo Brottier (Sacde) y Fernando Pini (DESA).

Al final del evento, Nicolás Arceo (Cosultora Economía y Energía), Andrés Gismodi (Vestas), Mariano Maiola (René Energy) y Juan Pablo Ronderos (MAP) advertirán sobre los cuellos de botella enfrenta la industria de energías renovables y que se deberán sortear en los próximos años.

, Loana Tejero

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WEG instaló el primer Carport solar en la Argentina

Las compañías Hafele, firma especializada en herrajes para muebles y para la construcción y Alcon, empresa dedicada a lentes de contacto y soluciones oftálmicas, se asociaron para instalar paneles fotovoltaicos de WEG en el estacionamiento que comparten en su complejo fabril. Para este estacionamiento solar (Carport), la compañía de capitales brasileros suministró un total de 120 módulos fotovoltaicos WEG de 550 Wp conectados a dos inversores solares SIW500H ST060.

Según precisaron desde WEG: “Se estima que las empresas tendrán una reducción en el consumo de energía eléctrica de un 40%. Es el primer estacionamiento de autos que WEG instala en Argentina con este tipo de solución”.

Generación

Estos 120 módulos fotovoltaicos van a generar 159.90 MWh/año, reduciendo las emisiones en cerca de 62 tCO2e en la atmosfera por año. A su vez, se prevé a futuro ampliar la potencia instalada sea colocando más módulos fotovoltaicos en los techos de las naves industriales.

En los próximos meses se instalará una estación de recarga WEG WEMOB para fomentar el uso de energía renovable aplicado a la movilidad eléctrica.

La instalación fue realizada por NORGAV SA, empresa especializada en instalaciones de generación solar en Argentina que desarrolló el proyecto bajo la modalidad “llave en mano”, utilizando equipos WEG.

, Redaccion EconoJournal

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Líderes del sector energético disertarán sobre el potencial de la Argentina en una nueva edición de AmCham Energy Forum

La Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina (AmCham) realizará una nueva edición del Foro de Energía bajo la premisa “Desarrollo energético argentino: construyendo un futuro exportador”. Desde la Cámara destacaron que será una iniciativa que buscará promover el intercambio entre los sectores público y privado sobre las oportunidades que presenta el sector energético para el desarrollo y crecimiento económico de nuestro país.

El encuentro tendrá lugar mañana martes 24 de septiembre de 8:15 a 13 hs. en el Alver Icon Hotel. A su vez, el encuentro se podrá seguir por streaming a través de la web de EconoJournal.

La apertura del evento estará a cargo de Marc Stanley, embajador de Estados Unidos en Argentina, quien analizará la alianza estratégica entre ambos países para apuntalar el desarrollo energético.

En el segundo bloque, Horacio Marín, CEO y presidente de YPF, expondrá sobre los desafíos del mercado energético en la Argentina y las estrategias para la seguridad energética. El panel estará moderado por Sofía Diamante.

Otros ejes

Por su parte, Dolores Brizuela, presidenta de DOW; Mariano Rube, CEO de Ukko Energy; y Manuel Aguirre, director de Relaciones Institucionales de Vista Energy; debatirán sobre la descarbonización de la industria del Oil & Gas. Ese segmento estará moderado por Diego Dolabjian.

La energía y la minería como motores del progreso y la transformación económica nacional también serán ejes que se abordarán en la jornada. Sobre estos temas disertarán Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación; y Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para el Cono Sur.

Desarrollo

Carlos Mundín, director general de BTU; Fausto Caretta, upstream managing director de Pan American Energy; y Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol; debatirán sobre el desarrollo de la infraestructura estratégica para la integración regional del sector energético y expondrán sobre cuáles son las oportunidades que se le presentan a la Argentina, en un panel moderado por Santiago Spaltro.

Por su parte, Jimena Latorre, ministra de Energía y Minería de Mendoza; Fabricio Gulino, subsecretario de Energía, Minería e Hidrocarburos de Neuquén; y Maximiliano Hardie, gerente de áreas no operadas de Shell Argentina; analizarán el rol de Vaca Muerta como un factor clave para el desarrollo de una matriz energética exportadora. El bloque estará moderado por Nicolás Gandini.

Potencial

Tras la decisión de YPF de elegir a Río Negro como la locación para el proyecto Argentina LNG, el gobernador rionegrino, Alberto Weretilneck, disertará sobre el papel del Gas Natural Licuado en la nueva infraestructura energética de la provincia. El desarrollo del panel estará a cargo de Florencia Barragán.

También, se abordará el rol de Chubut en la producción de fuentes renovables de cara a la transición energética. Es por esto que participarán del encuentro el gobernador Ignacio Torres, y el CEO de Genneia, Bernardo Andrews. Moderará Fernando Castro.

Minerales estratégicos

El potencial de la minería también estará presente en la nueva edición del Foro Energético de AmCham. Luis Lucero, secretario de Minería de la Nación; Marcelo Murúa, ministro de Minería de Catamarca; e Ignacio Costa, gerente general en Argentina de Arcadium Lithium; analizarán cómo los metales que posee el país funcionarán como catalizadores de la transición energética.

Claudio Puértolas, presidente de la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC); y Adrián Salvatore, director de Asuntos Corporativos de Central Puerto; moderados por Fernando Heredia, analizarán cómo la infraestructura eléctrica servirá para potenciar el desarrollo productivo federal.

También participarán como speakers del evento Gabriela Aguilar, gerenta general para Argentina y Brasil y vicepresidenta para LATAM de Excelerate Energy; Daniel De Nigris, CEO de Exxon Mobil Argentina y Mariana Schoua, CEO de Aconcagua Energy. Por último, el cierre del encuentro estará en manos de Alejandro Díaz, CEO de AmCham Argentina.

, Loana Tejero

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Por la aversión al riesgo, Estados Unidos evalúa dar precios sostén a los minerales críticos para acelerar la inversión en ese sector

Los incentivos directos e indirectos a la minería doméstica contemplados en la Ley de Reducción de la Inflación y en la Ley de Infraestructura Bipartidaria de Estados Unidos no despejaron la incertidumbre que genera la capacidad de China de influir en los precios internacionales de los minerales necesarios para la transición energética. Es por ello que el gobierno Joe Biden esta evaluando fijar precios sostén para los minerales críticos en ese país.

El Departamento de Energía identifica unos 38 materiales que son fundamentales para el continuo despliegue mundial de las tecnologías de energía limpia. El informe más reciente sobre las cadenas de suministro de estos materiales señala que en el mediano plazo (entre 2025 y 2035) existe un riesgo de abastecimiento alto en materiales como litio, níquel, cobalto, galio y grafito, entre otros. Entre los materiales de riesgo moderado de abastecimiento figuran el cobre, uranio y acero eléctrico.

Fuente: «Critical Materials Assessment», Department of Energy, 2023.

Las mencionadas leyes impulsadas por la administración de Joe Biden y aprobadas por el Congreso norteamericano incluyen partidas por miles de millones de dólares destinadas a edificar las cadenas nacionales de suministro de las materias primas necesarias para la transición energética. Estos recursos se destinarán en forma de subvenciones, préstamos y créditos fiscales para proyectos mineros, principalmente.

Volatilidad extrema

La industria minera esta dejando entrever que se necesita un rol más activo del gobierno federal para contrarrestar la volatilidad en los precios internacionales de los minerales críticos inducida por China. Los precios de los materiales para baterías sufrieron caídas particularmente grandes en 2023: los precios spot del litio se desplomaron un 75% y los precios del cobalto, el níquel y el grafito cayeron entre un 30 y un 45%, informó la Agencia Internacional de la Energía (IEA por sus siglas en inglés).

El pedido de la industria se resume en poner algún piso en los precios de los minerales críticos que sea atractivo para la inversión. «La industria necesita precios más altos para los grandes proyectos que se construirán. Punto final», dijo Keith Phillips, CEO de Piedmont Lithium, una productora de concentrado de espomudeno que tiene a la automotriz Tesla entre sus clientes. Piedmont acaba de retirar una solicitud que había presentado para obtener un préstamo del gobierno federal para sus proyectos de litio en los EE.UU. y generó dudas sobre la voluntad de avanzar con Carolina Lithium, un proyecto de litio con un costo estimado en más de US$ 1000 millones.

En una encuesta reciente del Departamento de Energía, actores de la industria minera sugirieron que el gobierno federal debería ir más allá de apoyar una reducción en los costos de capital para la construcción de nuevas minas e instalaciones de procesamiento y asumir un rol más activo en los mercados de minerales.

Consultadas sobre la volatilidad extrema en los mercados de materiales críticos en los últimos años, las empresas lo atribuyeron principalmente a «prácticas anticompetitivas por parte de Entidades Extranjeras de Preocupación (FEOC) que han acaparado muchos de los mercados de materiales críticos, incluyendo precios por debajo del costo y otras distorsiones de precios, así como un exceso de oferta en el mercado». En diciembre, el Departamento del Tesoro incluyó a las empresas controladas directa o indirectamente por los gobiernos de China, Rusia, Irán y Corea del Norte en el listado de entidades FEOC con el objetivo de excluirlas de la cadena de suministro de baterías y vehículos eléctricos en EE.UU.

Precios sostén

El pedido de certidumbre en materia de precios ciertamente esta siendo considerado por la administración Biden. El gobierno esta evaluando ofrecer precios sostén a determinados productores de minerales en EE.UU., según informó el sitio especializado Politico.

El Departamento de Energía establecería un precio mínimo y aceptaría pagar la diferencia cuando los precios en el mercado cayeran por debajo de ese umbral para minerales críticos producidos por una serie de proyectos estadounidenses. Este respaldo estaría disponible por un tiempo limitado y se aplicaría sólo a proyectos que el Departamento haya determinado que están cerca de ser competitivos en precios, pero que están siendo desafiados por la manipulación del mercado extranjero.

“Si avanzamos en algo como esto, la intención sería dar el empujón que se necesita para poner en marcha el volante, en lugar de crear un subsidio permanente o un colchón para un sector o empresa en particular en el futuro”, dijo un funcionario del área energética al medio estadounidense.

Proyecciones de demanda

Las proyecciones sobre demanda de minerales críticos para la transición energética son diversas, pero suelen coincidir en un diagnóstico base: la oferta global será insuficiente sin inversiones crecientes en nuevas minas y en exploración. La Agencia Internacional de Energía advirtió en su último reporte sobre minerales críticos que «el mercado actual, bien abastecido, puede no ser una buena guía para el futuro, ya que la demanda de minerales críticos sigue aumentando».

En 2023, la demanda de litio aumentó un 30% y la demanda de níquel, cobalto, grafito y elementos de tierras raras experimentaron aumentos que oscilaron entre el 8% y el 15%. La proyección más conservadora de la agencia, el Escenario de políticas establecidas (STEPS), indica que la demanda de minerales críticos se duplicará para el 2030.

En particular existe una brecha importante entre la oferta y la demanda prospectivas de cobre y litio. En el Escenario de compromisos anunciados (APS), un escenario intermedio entre el más conservador y el más optimista de Cero Emisiones (NZE), el suministro minero anticipado de los proyectos anunciados hasta ahora cubriría solo el 70% de los requisitos de cobre y el 50% de los de litio para el 2035.

Para llegar al escenario de cero emisiones, la agencia estima que se requerirán inversiones en minería por alrededor de US$ 800.000 millones entre hoy y 2040. Solo en minería de cobre los requisitos de capital hasta 2040 son de 330.000 millones de dólares en el escenario intermedio y de 490.000 millones de dólares en el escenario de cero emisiones.

, Nicolás Deza

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Gas: YPF dijo que el proyecto de GNL no corre riesgos

El Gobierno nacional aseguró ayer que el multimillonario proyecto para producir y exportar gas natural licuado (GNL) liderado por la petrolera argentina YPF no está en riesgo. Luego de que versiones periodísticas pusieran en duda la participación de la empresa malaya Petronas en la iniciativa. El Gobierno nacional aseguró ayer que el multimillonario proyecto para producir y exportar gas natural licuado (GNL) liderado por la petrolera argentina YPF no está en riesgo, luego de que versiones periodísticas pusieran en duda la participación de la empresa malaya Petronas en la iniciativa. “Sobre lo de Petronas, no hay comunicación oficial. Son rumores. […]

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Licitaciones: Abren concurso para explotar «Cinco Saltos Norte»

El Gobierno publicó el decreto que oficializa un nuevo llamado a Concurso Público Nacional e Internacional para la exploración del área hidrocarburífera «Cinco Saltos Norte». De esta manera, la Provincia busca fomentar la actividad exploratoria con objetivos no convencionales en el sector rionegrino de la Formación Vaca Muerta. Mediante el Decreto N° 184/24, se declaró de Interés Público el Proyecto de Iniciativa Privada presentado por la empresa Capex S.A, quien propuso la exploración y eventual explotación del área. Este proyecto incluye una opción complementaria que amplía la superficie del bloque, lo que fortalece su potencial como área clave dentro del […]

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Minería: Atraviesa su mejor nivel de los últimos 14 años

El sector minero muestra signos positivos en 2024, con un superávit comercial de 1.434 millones de dólares y un aumento en la producción de litio. La minería sigue mostrando signos de mejora. Ya sea por la proyección del impacto del RIGI, la estimación de generación de puestos de trabajo o, como se supo esta semana, por los números del balance comercial de los minerales. El sector minero argentino continúa mostrando signos de crecimiento sólido durante el presente año. Según el informe mensual Balance Comercial de los Principales Proyectos Minero -elaborado por la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera Subsecretaría […]

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Petróleo: En octubre terminaría el trámite entre YPF y Pecom

Así lo estimó el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, luego de la reunión entre autoridades provinciales, encabezada por el gobernador Torres, con la cúpula de la petrolera de bandera. De acuerdo al funcionario, se espera que el acuerdo se firme antes del final del mes que viene en Comodoro Rivadavia Tal como se había anticipado l gobernador de Chubut, Ignacio «Nacho» Torres, encabezó una reunión crucial con el presidente de YPF, Horacio Marín, para avanzar en el proceso de cesión de áreas que la petrolera estatal lleva adelante junto a Pecom, el cual se espera que concluya a […]

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Minería: Marcelo Mindlin le bajó el precio a su yacimiento de cobre en Malargüe

El presidente del grupo Pampa Energía, Marcelo Mindlin, le bajó el precio al potencial de un yacimiento de cobre que tiene el holding en Malargüe. En mayo había enfatizado la cantidad de metal que tenía entre manos, pero ahora dice que no tiene ni idea si las existencias justificarán avanzar en el proyecto para extraerlas. Mindlin inauguró esta semana en Bahía Blanca el sexto parque eólico de Pampa. En el evento dio una conferencia de prensa con los periodistas que cubrían, ante quienes defendió el ajuste de Javier Milei. “Tenemos un yacimiento de cobre en Mendoza, súper preliminar, recién empezamos […]

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Vaca Muerta: Río Negro impulsa la exploración de su ventana petrolera

La provincia convocó a explorar el potencial del área Cinco Saltos Norte, que se encuentra a unos 40 kilómetros al norte de Cipolletti y Neuquén. El Gobierno de Río Negro convocó este jueves el decreto que oficializa un nuevo llamado a Concurso Público Nacional e Internacional N.º 02/2024 para la exploración del área Cinco Saltos Norte. El objetivo de la operación se basa en conocer el potencial no convencional en el sector rionegrino de Vaca Muerta. Además, la provincia busca posicionarse como un destino atractivo para la inversión en petróleo no convencional. Mediante el Decreto N° 184/24, se declaró de […]

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Renovables: La cooperativa de Morteros inaugura el primer parque solar fotovoltaico comunitario de Córdoba

La apertura será el próximo 24 de septiembre y el predio contará con 594 paneles solares que abasteceran de energía eléctrica a 22 instituciones locales En el marco del 65 aniversario, el próximo 24 de septiembre, la Cooperativa de Morteros inaugurará el primer parque solar fotovoltaico comunitario de la provincia de Córdoba. La obra implica un cambio de paradigma histórico para la localidad, permitiendo pasar de distribuidores a generadores de energía limpia. El origen de este proyecto inició con la búsqueda de la generación de energía para zonas urbanas de Morteros. Luego de una exhaustiva investigación, la Coop Morteros resolvió […]

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Off Shore: Puesta en producción del proyecto gasífero costa afuera Fénix

Total Austral S.A. (Sucursal Argentina), operador del consorcio CMA-1 junto a sus socios Winthershall Dea Argentina S.A. y Pan American Energy anuncian la puesta en producción del primero de los tres pozos de Fénix. Fénix es la sexta plataforma del consorcio en el Mar Austral Argentino. Está ubicada a 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego y a partir de hoy aportará una mayor disponibilidad de gas natural para el país. El desarrollo gasífero costa afuera, con una inversión de 700 millones de dólares, inició su producción el 19 de septiembre, y luego de finalizar los restantes pozos […]

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Renovables: Argentina se suma a la tendencia mundial de producción de diésel renovable

Es un combustible que se produce a partir de aceites vegetales reciclados, sebo o aceite de cocina usado. Es una de las alternativas para reducir las emisiones de carbono. Las políticas ambientales mundiales están impulsando el desarrollo de combustibles sostenibles y en este escenario, Argentina con sus niveles de producción de soja, se posiciona en un lugar de privilegio al que ya se decidió ingresar. En este escenario el diésel renovable se presenta como una alternativa y Raizen Argentina, licenciataria de la marca Shell, anunció informó que su refinería ubicada en Dock Sud logró la certificación ISCC (International Sustainability & […]

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Legales: Piden a estaciones de servicios que no cobren tasas municipales

Los estacioneros declararon que hay intendentes que obligan al cobro de la tasa. Este jueves se realizó una reunión entre autoridades del Ministerio de Economía y representantes de la Confederación de Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA), para tratar la inclusión indebida de tasas municipales en los tickets de consumo de estaciones de servicio. En el marco de la publicación de la Resolución 267 de la Secretaría de Industria y Comercio, que ordena a los municipios cesar en el cobro de cargos ajenos a la naturaleza del servicio, el Gobierno pidió su total cumplimiento. Los representantes […]

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Huawei explica los diferenciales de las soluciones FusionSolar para Centroamérica y el Caribe

Huawei, proveedor líder de productos y soluciones fotovoltaicas inteligentes con más de 30 años de experiencia, fue una de las grandes compañías que acompañó el mega evento FES Caribe, organizado por Future Energy Summit

Alfonso Bonilla, solution manager de Centroamérica y el Caribe de Huawei FusionSolar, participó del ciclo “Entrevistas con Líderes” de FES y reveló las principales ventajas de las soluciones que ofrece el gigante tecnológico global para la seguridad en las instalaciones solares y de almacenamiento, como así también las perspectivas del cierre del 2024 y los nuevos objetivos del 2025. 

“Gracias a que tenemos más del 50% del personal en Huawei enfocado en investigación y desarrollo, pudimos introducir tecnologías como la detección de falla de arco, el apagado rápido a través de los optimizadores y diferentes sistemas de seguridad para los inversores comerciales-industriales”, explicó. 

“Tenemos diferentes niveles de seguridad, como por ejemplo la detección automática de la temperatura de los conectores en los inversores comerciales – industriales SUN2000/5000-150K-MG0. Sumado a que contamos con un sistema de optimizadores por cada uno de los paquetes de baterías, que nos permitirá saber el estado de voltaje y corriente en las celdas de la batería ” detalló. 

Sea cual sea el caso, desde Huawei se han enfocado en soluciones integrales que ataquen los problemas y dificultades de los clientes, más que solo ofrecer productos innovadores que se adapten a las necesidades específicas de cada país, estudiando la demanda o un pronóstico de uso energético estudiando los patrones de los usuarios finales.

“También podemos abordar diferentes beneficios en el tema de seguridad en todos los niveles, tanto sobre el techo como bajo el techo. Incluso podemos tener una gestión completa y eficiente de todos los equipos conectados al sistema FusionSolar de Huawei, agregando la inteligencia artificial, el internet de las cosas y señales remotas con total precisión”, complementó Bonilla.

Asimismo, la compañía se centra en brindar una relación y servicio constante con el cliente, acompañando y orientando respecto a las soluciones y las tendencias de los sistemas fotovoltaicos y del almacenamiento de energía. 

¿De qué manera? Por ejemplo, su servicio post venta se enfoca en tener recambio local, pero también orientación técnica a través de foros, vídeos y capacitaciones. Por ende, cuando el cliente adquiere una de las soluciones Huawei adquiere un producto y una atención personalizada a través de los años.

Mientras que, a futuro, Huawei busca que las micro redes inteligentes sean palpables en la región de Centroamérica y el Caribe mediante soluciones de almacenamiento que permitirán tener voltaje y frecuencia estable para que los sistemas de inversores solares puedan seguir funcionando cuando no hay red. 

“Además, queremos añadir más productos importantes y esenciales para el sistema, como son los Smart Power Plant Controllers (SPPC), el cual nos permitirá sacar  el máximo provecho a las soluciones de almacenamiento e inversores, con un sistema de comunicación vanguardista e inteligente que pueda recibir señales remotas y tener acciones rápidas”, mencionó el solution manager de Centroamérica y el Caribe de Huawei FusionSolar

“Bajo ese contexto, Huawei traerá el próximo año una nueva solución de 4.5 MWh. Será un contenedor de 20 pies que mejora la densidad de energía a través de baterías de litio con un sistema novedoso, incluyendo diferentes niveles de seguridad, como extinción de incendio, gas retardante de fuego, optimizadores por cada paquete y un sistema de enfriamiento líquido,  el cual nos permitirá tener ese desempeño mejorado del sistema de almacenamiento”, reveló. 

 

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Diagnóstico del mercado eléctrico mexicano: “las estadísticas muestran que desaceleró el crecimiento renovable”

Grupo Mercados Energéticos Consultores (GME) publicó una nota técnica que analiza la evolución del mercado eléctrico mexicano en los últimos años, llegando a conclusiones de relevancia para el sector energético renovable.

Tomando como referencia datos del Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) hasta el año 2023 y el primer semestre de 2024, se advierte un crecimiento en las tecnologías de energía renovable no convencional (ERNC) en el que la capacidad eólica que registraba 4,866 MW en el 2016 avanzó a 7,055 MW hacia finales del 2023 y la solar dió un salto de 1,878 MW a 7,437 MW, en el mismo periodo.

Mediante gráficos el informe muestra esta evolución histórica de la generación eólica y solar incluso tomando años de análisis previos al inicio del sexenio de gobierno actual. Los datos muestran un aumento constante en la generación, impulsado principalmente por la expansión continua de la capacidad instalada en estas tecnologías.

Sin embargo, se advierte que en los últimos tres años, el crecimiento de la producción anual de energía ha sido más “modesto”, lo que refleja una producción de energía estable a pesar de los continuos aumentos de capacidad. Esto sugiere -indica el informe- que, si bien la capacidad continúa aumentando, factores como los desafíos de integración de la red, la variabilidad de los recursos o los efectos de la congestión de la red de transmisión pueden estar influyendo en la producción solar y eólica.

Fuente: GME – Generación de energía del sistema SEN por tipo

Pero aquello no sería todo. Energía Estratégica contactó a uno de los hacedores del informe, Santiago Masiriz, socio y director general de la División Energy Markets Intelligence de GME, quien indicó que se puede realizar un análisis más en profundidad y señalar que entre el 2020 y 2023 prácticamente la participación de la eólica y solar no creció en el mercado mexicano. “Eso no ocurre porque sopló menos viento o hubo menos sol”, introdujo el especialista.

“Entre 2020 y el 2023 pasaron varias cosas. Primero, algunos permisos se cancelaron, algunas centrales se sacaron de funcionamiento porque no había suficiente capacidad de transmisión generando colapsos. Segundo los proyectos que se incorporaron fueron proyectos que estaban construidos y que tenían atrasados los permisos o que estaban terminando, y que tenían comprometido entregar energía. Entre 2020 y 2023 no se puede decir que hubo inversiones nuevas, eran inversiones ya comprometidas y algunos proyectos que tenían los permisos pendientes por cambios en los requerimientos de interconexión”, explicó en detalle Masiriz.

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Evolución eólica en México

Según precisó del 2018 al 2020 la incorporación de eólicas traían inercia del periodo anterior (las subastas), del 2021 en adelante “se frenó todo”. En el caso de las solares, habría ocurrido algo similar. El consultor indicó que la producción anual de la fotovoltaica “está capeada” en el periodo de análisis y eso se da por la falta de transmisión. Ahora bien, no todo fueron restricciones.

En 2023, las condiciones extremas del sistema (sequía y mucho calor) llevó a que el Operador y la CRE habilitaran la entrada de algunos proyectos que estaban construidos pero sin permiso para generar. Lo que permitió el crecimiento que se percibe en la capacidad instalada.

No obstante, el especialista subrayó que “la pendiente de crecimiento de eólica y solar disminuyó muchísimo. Las estadísticas muestran que desaceleró el crecimiento renovable”.

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Plan de expansión: Enerland consolida su presencia en Europa y Latinoamérica con más de 3,6 GW

El 2023 marcó un punto de inflexión para Enerland, que no sólo fortaleció su posición en el mercado europeo sino también en el latinoamericano.

La compañía se destaca en el desarrollo y ejecución de proyectos bajo la modalidad EPC, además de la operación y mantenimiento (O&M) de activos. Actualmente, ha alcanzado un total de  3,6 GW en desarrollo, distribuidos en distintas partes del mundo, consolidando su presencia en mercados clave

Específicamente, en América, la compañía posee 125 MWp en desarrollo en Estados Unidos,  1,7 GW en Colombia y 13 MWp en Argentina. Por otro lado, en Europa está llevando a cabo proyectos de  875 MWp en España,  15 MWp en Portugal y 1.000 MWp en Italia. Además, su expansión internacional abarca África, con 20 MWp en desarrollo en Túnez, reafirmándose en mercados emergentes.

Así mismo, han consolidado su presencia en ocho países, con oficinas en México, Guatemala, El Salvador, España, Portugal, Italia y Polonia.

En el caso de los proyectos en desarrollo, Mario Baz, Chief Sales Officer de la empresa, revela a Energía Estratégica que, además de España, los mercados en los que ganaron una presencia destacada son Italia, con 1 GW, y Colombia, con 1,7 GW. «En estos países ya hemos iniciado procesos de Due Diligence con fondos de inversión para la venta de proyectos», puntualiza.

Por otra parte, en lo que respecta a la construcción, es su pilar más fuerte, ya que la facturación supera el 50%. La multinacional, que nació en Aragón, ha montado más de 450 MWp fotovoltaicos dentro de la Península Ibérica, y continúa su plan de expansión.

En Polonia, por ejemplo, la compañía ha avanzado con emprendimientos como Konary, de 45 MWp, y Lawica, de 4 MWp. Actualmente trabaja en la construcción de proyectos que, en conjunto, suman 59 MWp.

Baz comenta: “Nuestros objetivos en lo que respecta a construcción se basa en tres pilares clave: un diseño optimizado por nuestros equipos de ingeniería, garantía del performance ratio (PR) y plazos asegurados gracias a un cronograma sólido y capacidades locales».

Y agrega: “estamos cimentando nuestras expectativas de desarrollo al identificar clientes a los que podemos ofrecer un valor diferencial mediante la implementación de un servicio Full EPC. Esto lo logramos a través de nuestros equipos de ingeniería y construcción, junto con un profundo conocimiento local de los mercados. Además, los acompañamos en su proceso de internacionalización”. 

Por otra parte, el Sales Officer resalta que su objetivo de crecimiento de este 2024 “es alcanzar los 150 millones de euros de facturación suponiendo aproximadamente un 25% sobre el año anterior”, cuando Enerland registró ingresos por un valor de más de 110 millones de euros.

A su vez, la compañía cuenta con un track-record de más de 1 GWp en fotovoltaica y se encuentran trabajando en proyectos de hibridación, sostiene.

El rol del almacenamiento en el Sur de Europa este 2024 (o en Italia y España)

El almacenamiento a partir de baterías comienza a ser estratégico para Enerland, al calor de un mercado que comienza a demandar cada vez más esta tecnología. Victor Ruiz, Head of the Wind and Storage Department de la empresa, destaca en diálogo con este medio el creciente interés por estas soluciones en proyectos industriales, impulsado por la necesidad de reducir costos energéticos

«Estamos viendo muchos desarrollos a nivel industrial, principalmente de clientes que buscan reducir sus facturas de luz mediante el uso de excedentes de sus plantas fotovoltaicas a través de sistemas BESS«, manifiesta.

Sin embargo, advierte cierto grado de incertidumbre en torno a los emprendimientos a nivel utility de almacenamiento stand alone e híbridos. Según Ruiz, «estos proyectos sólo obtendrían beneficios del spread de precios del mercado SPOT (mercado diario)”, aprovechando la captura de energía de los bajos precios de los horarios solares para entregarlos en las horas nocturnas, que son más caras, dado que aún no existe un mercado de capacidad. 

«Es fundamental que el almacenamiento brinde estabilidad y robustez al sistema energético pero, para lograrlo, se necesita un esquema retributivo que garantice la seguridad a los inversores«, insiste Ruiz.

El especialista pone como ejemplo a Italia, que ofrece un enfoque más favorable. «A diferencia de España, el mercado italiano cuenta con subastas de almacenamiento que establecen la remuneración anual que el TSO (Terna) proporcionará al promotor, lo que protege al promotor de la volatilidad del spread del mercado SPOT, facilitando así el financiamiento», concluye.

Enerland y el horizonte de las renovables en España

En 2022, se realizaron las dos últimas subastas de energías renovables en el país, de las cuales solo se atribuyó el 5,8% de la capacidad licitada a diez empresas. Entre ellas, Enerland logró adjudicarse tres proyectos clave en el mes de octubre de dicho período, localizados en la provincia de Zaragoza. 

El primero fue el parque solar fotovoltaico (PFV) “Tellus”, de 6,4 MW de potencia. En segundo lugar le sigue el PFV “Mitra”, al que también se le asignó 6,4 MW

Enerland anunció el comienzo de la construcción de ambos en abril de este año. Los dos parques acumularían finalmente una potencia de 12,8 MWp y, a pesar de ser proyectos independientes, sumarán 22.000 módulos instalados y 20 hectáreas de extensión

Se estima que su generación de energía, equivalente al consumo de 2.293 hogares en España, logrará evitar la emisión de aproximadamente 1.000 toneladas de CO2 a la atmósfera.

El tercer proyecto adjudicado fue el parque “Sao Brasil”,  el cual se encuentra completado, y tiene una potencia de 5 MWp.

Se espera que a fin de año se lancen nuevas subastas estatales de energías renovables, para las cuales el MITECO espera establecer un nuevo marco, tras el lanzamiento en abril pasado de una modificación, a consulta pública, del Régimen Económico de Energías Renovables.

“En Enerland esperamos que se incorporen las lecciones aprendidas y se cumplan los plazos para mantener el despliegue de renovables en España», sentencia Lorena Hernández, Head of the Development Department de la compañía, respecto a este nuevo panorama.

El desafío de los proyectos en construcción

Por otra parte, cabe destacar que  avanzan 28 GW de energías renovables hacia la fase de construcción en el territorio español, que incluyen 283 proyectos que suman 28.123 MW, el sector enfrenta grandes desafíos en su implementación. Esta iniciativa, requerirá una inversión de 17.000 millones de euros y generará aproximadamente 300.000 empleos.

Entre los proyectos aprobados, destacan 43 parques eólicos que generarán una potencia combinada de 2.680 MW, y 239 plantas solares fotovoltaicas, que representan casi el 90% del total y aportarán 24.870 MW. Adicionalmente, se contempla una central hidroeléctrica de bombeo con una capacidad de 573 MW.

Al respecto, José Alfambra, Area Manager de Enerland en España y Latinoamérica, explica que la puesta en marcha de todos estos proyectos significa  un reto para todo el sector. 

“La moratoria del año pasado proporcionó un respiro tanto a EPCistas como a administraciones y promotores, permitiendo organizar mejor la construcción de estos proyectos. Creemos que el sector debe especializarse y establecer alianzas estratégicas para garantizar el buen desarrollo de estas ejecuciones,» determina.

Conjuntamente, al reflexionar sobre el futuro del mercado de las renovables, Alfambra anticipa un cambio en la dinámica una vez que pase esta “avalancha” de planes. 

«El mercado inevitablemente se estabilizará. A partir del 2026 o del 2027, será necesario explorar nuevas formas de gestión de la energía, como el almacenamiento, el hidrógeno o la exportación a otros países», remata.

Hidrógeno verde: ¿la clave para el futuro energético español?

En un contexto donde las fuentes renovables están ganando protagonismo, el hidrógeno (H2) verde se presenta como un recurso clave para aquellos sectores que no pueden electrificarse de manera directa

En esta línea, la Unión Europea apuesta por la creación de corredores de transporte de H2, como el Corredor Ibérico, que conectará la Península Ibérica con Francia y Alemania, facilitando la exportación de hidrógeno renovable desde España, un país con una capacidad excepcional para la producción de energía limpia. 

Este corredor es parte del ambicioso plan REPowerEU, que establece un objetivo de consumo de 20 millones de toneladas de H2 verde para 2030.

Victor Ruiz apuesta por esta tecnología como pieza clave para el futuro energético de España. «Este vector energético es crucial a corto y medio plazo para la transición hacia una energía limpia y sostenible», establece. 

Ruiz concluye que “con un LCOE más competitivo que en otros países, es probable que veamos más inversiones en esta tecnología. Sin embargo, para que esas financiaciones se materialicen, es fundamental que haya una demanda clara de hidrógeno, ya que sin ella, la oferta no puede existir».

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El Operador del Sistema Eléctrico de Brasil incluye regulaciones para el almacenamiento en su agenda del cierre del 2024

El Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) de Brasil dio a conocer seis temas regulatorios prioritarios en la agenda que abordará en lo que resta del 2024, entre los que incluyó normativas vinculadas al almacenamiento de energía, la generación distribuida y servicios auxiliares para la gestión del SEN. 

La propuesta del modelo regulatorio del ONS es promover, de manera anticipada, discusiones integradas con agentes e instituciones con el objetivo de contribuir a la modernización y sostenibilidad del sector.

En cuanto al storage se pretende trabajar junto a la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) en la regulación de los sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) y de las centrales hidroeléctricas reversibles (UHR) en sus diversas aplicaciones. 

El foco estará puesto en los requisitos de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN), procesos de integración y las reglas de planificación, programación, operación en tiempo real y post-operación.

El tema toma gran relevancia en esta momento ya que el Ministerio de Minas y Energía de Brasil prepara una nueva subasta de reserva de capacidad para el 2025 en la que podrán participar los sistemas de almacenamiento con baterías y las hidroeléctricas reversibles. 

Además, aún está por definirse la participación de dichas tecnologías en la subasta de reserva de capacidad del 2024 (en forma de potencia), considerando que está en estudio la convocatoria tras la consulta pública correspondiente, donde el 15% de las observaciones fueron sobre el storage. 

Pero de mantenerse el cronograma original, la licitación de reserva de capacidad del 2024 debería llevarse a cabo en este segundo semestre del año. Y se prevé que la inclusión de los sistemas de baterías podría acarrear la oferta de más de 1,5 GWh de proyectos de esa índole. 

Por otro lado, diversas especificaciones sobre los recursos energéticos distribuidos también será prioridad para el Operador Nacional del Sistema Eléctrico de Brasil, donde analizará cuestiones regulatorias sobre los proyectos comunitarios o remotos de más de 500 kW instalados (la ley permite hasta 5 MW por proyecto).

Así como también los nuevos roles y responsabilidades para los operadores, en pos de mejorar la previsión y la carga global de la generación de micro y mini generación distribuida a partir de la validación con datos verificables.

Y cabe recordar que, a mediados del corriente año, el ONS vaticinó que habrá más de 82 GW eólicos y solares centralizados hacia el 2028 (en una matriz de alrededor de 276 GW); mientras que la GD llegaría a 45 GW. 

Pero como también se requerirán nuevas obras de infraestructura eléctrica para atender la carga y flujo de generación. Y por tanto, el ONS identificó 456 proyectos necesarios para garantizar la operación dentro de los criterios establecidos en los procedimientos de red durante los próximos años, entre ellos algunos emprendimientos de almacenamiento. 

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Almacenamiento: ON y Huawei Digital Power ofrecen soluciones para los segmentos de autoconsumo y gran escala

Con el advenimiento de la energía fotovoltaica, se ha revolucionado la forma en la que se genera energía, permitiendo una producción limpia y sostenible a partir de la irradiación solar.

Sin embargo, dada la naturaleza variable de este recurso energético, los sistemas de generación PV operan bajo el concepto de “use it or lose it” (se usa o se pierde); por lo que, para maximizar el aprovechamiento de esta tecnología, se tiene en los sistemas de almacenamiento de energía con baterías (BESS) un elemento crucial.

ON y Huawei Digital Power ofrecen soluciones para los segmentos residencial, comercial-industrial y gran escala, basadas en baterías de litio de alta densidad y la electrónica superior por la que Huawei es reconocida mundialmente, cuyo diseño prioriza la seguridad operativa, la confiabilidad a largo plazo, el uso óptimo del recurso energético almacenado y funciones que permiten una operación y mantenimiento costo y tiempo eficientes.

Proyectos en Centroamérica y el Caribe: A la fecha, Operadores Nacionales y Huawei Digital Power han puesto en marcha más de 50MWh en la región de Centroamérica y el Caribe, con proyectos en Guatemala, El Salvador, Nicaragua, República Dominicana y Jamaica.  Estos proyectos brindan servicios que van desde la maximización del autoconsumo hasta el soporte a la red por medio de la regulación de frecuencia.

Beneficios de los sistemas de almacenamiento:

Estabilidad y Fiabilidad Energética: Los BESS Huawei tienen capacidad de proporcionar servicios esenciales como la capacidad en firme, la regulación de frecuencia y voltaje, y el mejoramiento de la calidad de energía. La capacidad en firme garantiza la disponibilidad de energía durante periodos de alta demanda o contingencias, aportando seguridad al sistema eléctrico. La regulación de frecuencia y voltaje estabiliza las variaciones en la red, manteniendo el equilibrio entre generación y consumo, mientras que el mejoramiento de la calidad de energía reduce fluctuaciones y distorsiones, optimizando el rendimiento y la durabilidad de los equipos conectados.
Reducción de Costos: La tecnología multimodo de Huawei permite maximizar el autoconsumo, aprovechándose la energía generada localmente, y mediante el load shifting, donde se aprovecha la energía a horas de menor demanda y tarifas más bajas para utilizarse en horarios con precios más elevados. Además, el peak shaving reduce los picos de consumo, evitando cargos adicionales por demanda máxima, optimizando así los costos operativos del sistema energético.
Autonomía Energética: La autonomía energética se logra a través de funciones clave como grid forming, black start y back-up. El grid forming permite que el sistema de almacenamiento actúe como fuente principal de energía, manteniendo la estabilidad y actuando como referencia de voltaje y frecuencia de la red sin necesidad de generación externa. La capacidad de black start habilita el reinicio autónomo del sistema tras un apagón, sin depender de la red principal. El back-up proporciona energía de reserva en situaciones críticas, garantizando la continuidad del suministro eléctrico y aumentando la independencia energética.

Vista al Futuro

El futuro del almacenamiento de energía es prometedor y está marcado por una rápida evolución tecnológica. Las baterías de iones de litio han dominado el mercado, y los avances tecnológicos en los últimos años están permitiendo alcanzar costos nivelados de almacenamiento (LCOS), haciendo que la implementación de estos sistemas sea cada vez más factible.

Además, la creciente digitalización y el uso de inteligencia artificial están optimizando la gestión y el uso del almacenamiento energético, permitiendo una respuesta más rápida y precisa a las necesidades de la red.

A medida que avanzamos hacia un futuro más sostenible, el almacenamiento de energía jugará un papel de gran relevancia en la transición hacia una economía cada vez más descarbonizada. La combinación de innovaciones tecnológicas, políticas de apoyo y una creciente conciencia sobre la importancia de las energías renovables asegurará que el almacenamiento de energía siga siendo un pilar fundamental del sistema energético global.

Contar con el apoyo y soporte de una marca como Huawei Digital Power ayuda al éxito de los proyectos de almacenamiento, dada la calidad superior de sus productos y excelente respaldo técnico.

El almacenamiento de energía fotovoltaica es un catalizador para un futuro energético más limpio, seguro y sostenible. La inversión y el desarrollo continuo en este campo serán vitales para garantizar que podamos aprovechar al máximo el poder del sol.

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DAS Solar presenta módulos innovadores y livianos en el evento de lanzamiento de nuevos productos de Japón

DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica de tipo N, organizó con éxito el evento de lanzamiento de nuevos productos y día del cliente en Japón en Tokio, donde la empresa exhibe sus últimos módulos livianos diseñados específicamente para el mercado japonés. El evento contó con la participación de líderes clave de la industria, incluido el presidente y director general de DAS Solar, el Sr. Yong Liu, el presidente de Denkosha, el Sr. Nakajima, y ​​el director general de Seika Corporation, el Sr. Sakurai, entre otros distinguidos invitados y socios.

Los recursos de tierra de Japón son relativamente limitados y el mercado de tejados se ha convertido gradualmente en un punto de interés para la inversión solar. Durante el evento, el Sr. Ishihara, director del departamento de ventas de Denkosha, presentó la iniciativa «solar flexible G+» diseñada para ofrecer soluciones solares para tejados con limitaciones de peso o forma. Denkosha desarrolla métodos de instalación especializados para estas estructuras únicas, dedicados a promover sistemas seguros y confiables que duren más de 20 años.

El Sr. Takahashi, director del departamento de ventas de Seika Corporation, elogió los módulos con marco liviano de DAS Solar diseñados para clientes con capacidad de carga limitada. Estos módulos, que ya se están instalando en proyectos comerciales, se consideran una solución clave para el ahorro energético y la reducción de emisiones, contribuyendo a los objetivos de descarbonización de Japón.

En ese contexto, los nuevos módulos ligeros de DAS Solar atraen una atención considerable de los asistentes. A medida que Japón continúa priorizando los proyectos de energía solar en azoteas para cumplir sus objetivos de neutralidad de carbono para 2050, la demanda de módulos ligeros y eficientes está en aumento. La serie ligera de DAS Solar aborda estas necesidades del mercado al ofrecer módulos que son más del 50 % más ligeros que los modelos tradicionales, lo que los hace ideales para azoteas con capacidad de carga limitada. Por ejemplo, el módulo ligero de media celda con marco de 475 W, con un peso de solo 4,7 kg/㎡, es un 50 % más ligero y mantiene un rendimiento superior en condiciones exigentes, como alta humedad y fluctuaciones de temperatura. Estos módulos también cuentan con una fácil instalación y una alta compatibilidad, lo que los hace adecuados para una amplia gama de azoteas.

Además, DAS Solar presentó un nuevo módulo de media celda liviano de 54 celdas que pesa solo 4,2 kg/㎡, lo que reduce el peso en más del 70 %. Este diseño permite que una sola persona lo manipule, lo que lo hace muy eficiente para instalaciones en azoteas. Con una garantía de producto de 12 años y una garantía de energía de 25 años, estos módulos ofrecen una solución confiable y a largo plazo para los clientes japoneses.

La trayectoria de DAS Solar en Japón refleja el crecimiento global constante de la empresa desde su fundación en 2018. Japón, al ser uno de los pioneros en la adopción de energía renovable, tiene una importancia significativa para DAS Solar. Como parte de su estrategia de expansión global, Japón es uno de los primeros países donde la empresa establece una presencia local. Al establecer una subsidiaria local y adaptar los productos al mercado japonés, DAS Solar ha construido una red integral de ventas y servicios localizada para brindar un soporte oportuno y cercano en términos de productos, tecnología y logística. En el futuro, DAS Solar continuará fortaleciendo su presencia en el mercado japonés con un enfoque centrado en el cliente. Al asociarse con socios locales como Denkosha y Seika, la empresa se compromete a explorar más posibilidades en los sectores comercial, industrial y residencial, como parte de su misión de ofrecer más opciones energéticas y transformar el panorama energético local.

La participación de DAS Solar en la transición limpia de Japón refleja su compromiso más amplio con la innovación, la sostenibilidad y la neutralidad de carbono global. A través de la colaboración y la tecnología de vanguardia, la empresa está preparada para optimizar soluciones para todos los escenarios que satisfagan las necesidades cambiantes de los clientes y contribuyan a los esfuerzos conjuntos para combatir el cambio climático en todo el mundo.

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Las Comunidades Energéticas ya son una realidad en Barranquilla: se aprueban dos de las cinco granjas solares

El Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE), con el apoyo del Ministerio de Minas y Energía, llevará energía renovable a más de 10 mil usuarios de estratos 1 y 2 en barrios vulnerables de Barranquilla, a través del proyecto “Comunidades energéticas en Barranquilla, un compromiso energético con la región», cuyo objetivo es promover la autosostenibilidad energética mediante la instalación de sistemas solares fotovoltaicos en cinco predios del Distrito Especial Industrial y Portuario de la ciudad.

El pasado 13 de septiembre de 2024, el Comité Directivo del FENOGE aprobó la ejecución de este proyecto, que permitirá, durante este año, instalar una capacidad del orden de 2 MWp, distribuidos en los primeros predios seleccionados, «Nodo Energético Gardenias Fase 1» y «Entre Puentes».

Para 2025, se prevé la instalación de hasta 14 MWp de capacidad solar, que beneficiará aproximadamente 10.000 hogares, mejorando el acceso a energía limpia y reduciendo los costos en las tarifas del servicio público.

Estos proyectos contemplan la entrega de energía a 9 Comunidades Energéticas, priorizadas en la convocatoria del Ministerio de Minas y Energía, buscando que sean beneficiadas con la instalación de estas granjas solares centralizadas.

Los beneficiarios experimentarán una reducción en sus facturas de energía, junto con una mejora en la calidad del servicio eléctrico.

Además, se espera que este proyecto contribuya a la disminución de las emisiones de CO2, apoyando las metas de Colombia en sostenibilidad energética y reducción de emisiones.

“Este proyecto representa un paso decisivo hacia la masificación de las Comunidades Energéticas, una estrategia del Ministerio de Minas y Energía, liderada por el ministro Andrés Camacho, con la que buscamos contribuir a la Transición Energética Justa, al progreso de Barranquilla, y a reducir tarifas en la ciudad”, mencionó la directora ejecutiva del FENOGE, Ángela Álvarez.

Sobre el proyecto «Comunidades energéticas en Barranquilla, un compromiso energético con la región» Las «Comunidades Energéticas» del Distrito de Barranquilla forman parte de una estrategia nacional para promover el uso de energías renovables en zonas urbanas vulnerables.

Este esfuerzo tiene como objetivo instalar 14 MWp de energía solar, beneficiando a alrededor de 10.000 hogares con acceso limitado a servicios energéticos eficientes.

Se espera que en 2024 se logren los primeros resultados, incluyendo la puesta en marcha de dos sistemas solares fotovoltaicos que impactarán positivamente la calidad de vida de las comunidades. El siguiente paso será la firma del convenio específico entre los diferentes actores involucrados.

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Aconcagua Energía presentó su primer Reporte de Sostenibilidad

La petrolera Aconcagua Energía publicó su primer Reporte de Sostenibilidad, correspondiente al período 2023. Además, la compañía lanzó su nueva página web. «Estos dos hitos reflejan el firme compromiso con el crecimiento responsable y la transparencia, fundamentales para avanzar en un mundo que demanda cada vez más sostenibilidad», destacaron desde la firma.

El Reporte de Sostenibilidad 2023 es un documento clave que destaca los logros alcanzados por el Grupo energético durante el año y además establece un marco de referencia para los desafíos futuros. En él se abordan los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y se detalla cómo Aconcagua Energía está contribuyendo a su cumplimiento. 

Diego Trabucco, presidente y CEO de Aconcagua Energía, aseguró: “Este es un primer paso clave en nuestra misión de integrar la sostenibilidad en cada aspecto de nuestras operaciones; en lo económico, social y ambiental; y el cual nos marca la hoja de ruta hacia donde debemos ir, y establece un nuevo estándar a superar año tras año”.

Javier Basso, vicepresidente y CFO del Grupo, expresó: «El compromiso de cada miembro de Aconcagua Energía es lo que nos permite seguir creciendo y asumiendo nuevos desafíos. Cada logro que cosechamos es el resultado del esfuerzo colectivo de nuestro equipo, que trabaja día a día para construir un futuro más sostenible».

Página web

«La nueva página web ha sido diseñada con un enfoque moderno y dinámico, reflejando la diversidad de operaciones y solidez del Grupo. La navegación intuitiva permite acceder fácilmente a información sobre los servicios, proyectos y la filosofía que guía sus acciones», informaron desde Aconcagua Energía.

«La actualización de la página web es parte de nuestro compromiso de ser más accesibles y brindar más información respecto de todo el trabajo que desarrollamos diariamente en nuestras operaciones y con nuestras comunidades vecinas”, afirmó Juan Crespo, Gerente Corporativo de Relaciones Institucionales, Comunicaciones y Sostenibilidad.

Desde la compañía precisaron que ambos proyectos representan un avance significativo en la estrategia de sostenibilidad y comunicación de Aconcagua Energía. El informe completo se puede visualizar en la web de la empresa. 

, Redaccion EconoJournal

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Nuevo récord en la producción de hidrocarburos en Neuquén

La producción de petróleo de agosto en Neuquén constituyó un nuevo récord histórico al alcanzar los 430.654 barriles diarios; en tanto que la producción de gas fue de 109,63 millones de metros cúbicos por día, siendo el mayor volumen registrado en la historia de toda la provincia.

La producción de petróleo en la provincia de Neuquén en agosto último llegó a los 430.654 barriles diarios en promedio, lo que constituye un nuevo récord histórico. Esto significa un crecimiento interanual del 31,36 por ciento y del 4,13 % con respecto a julio.

En tanto, la variación acumulada de estos 8 meses del año es 22,71 % superior en comparación con el mismo periodo de 2023, se informó.

De acuerdo a las cifras brindadas por el ministerio de Energía y Recursos Naturales, el incremento con relación a julio se debe principalmente al aumento en la producción de las áreas Bandurria Sur, La Amarga Chica, Loma Campana, La Calera y Mata Mora Norte.

Por otro lado, la producción promedio de gas en agosto fue de 109,63 millones de metros cúbicos por día, y es el mayor volumen registrado en la historia de toda la provincia.

Respecto a julio, el aumento fue de 0,47 % y en comparación con el mes de agosto del 2023, fue de 12,08 %. El acumulado en estos ocho meses fue positivo en 12,75 por ciento.

El incremento respecto a julio se debe principalmente al aumento en la producción de las áreas Rincón del Mangrullo, La Calera, Aguada de la Arena y Loma La Lata- Sierra Barrosa.

Cabe destacar que la extracción no convencional de petróleo representó en agosto el 94,12 % de la producción total de Neuquén, mientras que el 88,77 % de la producción de gas fue del mismo origen.

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GNL: Marín ratifica el proyecto de YPF aún sin Petronas como socia

El presidente de YPF, Horacio Marín, no desmintió la versión según la cual la empresa malaya Petronas habría decidido no invertir en el proyecto conjunto de desarrollo de infraestructura para la producción de GNL en el país, con vistas a su exportación.

Se trata de un proyecto que demandaría una inversión no menor a los 30 mil millones de dólares y que sería beneficiada por el régimen de incentivos RIGI, impulsado por la Administración Milei.

No obstante, Petronas habría revisado su asociación con YPF por razones que restan precisar.

Sin decir ni sí, ni no, sobre la continuidad o no de Petronas, Marín afirmó en una entrevista periodística que “Hay mucho interés en el mundo sobre el proyecto Argentina LNG, soy optimista de que vamos a ser capaces de desarrollarlo”.

El proyecto comprendía el transporte del gas producido en Vaca Muerta (NQN) a través de tres gasoductos para su tratamiento y conversión a GNL, y su exportación por barcos a terceros países.

En los últimos meses el proyecto original fue modificado en cuanto a la traza de los ductos y el puerto de destino, que ya no sería el de Bahía Blanca, en la provincia de Buenos Aires, sino uno a construir en Punta Colorada, en Río Negro.

El gobierno de Javier Milei impulsó el cambio de rumbo del proyecto en el contexto de fuertes diferencias que mantiene con el gobierno de Buenos Aires, que encabeza Axel Kicillof, que ha cuestionado el RIGI por considerarlo excesivo en su contenido (beneficios fiscales, cambiarios, legales) y su vigencia, de 30 años.

Marín y el Directorio de YPF, integrado con representantes del gobierno nacional, decidieron que Río Negro fuera el lugar de instalación de la planta, toda vez que el gobierno de Alberto Weretilneck aprobó rápidamente su adhesión al RIGI.

En las declaraciones que formuló Marin el viernes 20/9 el directivo describió que “En esta primera etapa (del proyecto), estamos trabajando sobre la ingeniería. Para mediados de noviembre tendríamos el valor de la ingeniería de detalle para los barcos licuefactores”.

“Para el desarrollo de esa ingeniería se necesitaría invertir unos 200 millones de dólares. En ese momento, Petronas tiene la opción de continuar o no con el proyecto. Hay que desdramatizar la situación, son decisiones empresarias”, consideró.

Y agregó “Yo no tengo información sobre cuál sería la decisión de Petronas. Es una de las mejores empresas de GNL del mundo y estamos trabajando muy bien con ellos”.

“Si Petronas no continua, YPF va a seguir adelante. Es un proyecto que tiene mucho interés. El proyecto no depende exclusivamente de Petronas. Pueden ingresar otras compañías”, consideró Marín.

El directivo, que en las últimas semanas salió a buscar potenciales compradores del futuro GNL, afirmó que “Hay mucho interés en el mundo por el proyecto Argentina LNG.

“Nosotros vinimos a YPF para acelerar este proyecto con el objetivo de que el país pueda exportar unos 15.000 millones de dólares en 2030, sólo de gas”. “El proyecto, como lo vemos nosotros, incluye a toda la industria local, y se están acercando empresas mundiales muy interesas (Super Majors)”, aseguró.

Marín, señaló además quie “Yo acabo de llegar de Houston, en donde se desarrolla la exposición más importante sobre la industria de gas, y puedo decir que nuestro proyecto está instalado a nivel mundial. Más de 50 reuniones mantuvimos en ese marco”.

“Hay consultoras internacionales que muestran que el proyecto Argentina LNG es más competitivo que otros proyectos que se puedan realizar en Estados Unidos, gracias al RIGI y a Vaca Muerta”.

Estados Unidos se ha convertido en fuerte exportador de GNL, por caso a Europa, luego de la destrucción explosiva del gasoducto Nordstream, con orígen en Rusia, en el contexto de la guerra con Ucrania.

Marín afirmó que “hay que trabajar para lograr el financiamiento. El proyecto se financia en el mercado, toman riesgo contra el proyecto cerrado”.

Y destacó que con su realización “Argentina se convertiría en el 5to. exportador del mundo, para abastecer al mercado de Asia, India y Europa. Estuve en la India, mantuve reuniones con siete CEO’s y con el ministro de Energía. El foco está puesto en venderle gas a la India y van a necesitar mucha energía para sostener su economía”. “Soy muy positivo en que vamos a hacer capaces de desarrollar el gas de Vaca Muerta”, remarcó.

Antes de esta novedad referida a Petronas, otras empresas productoras locales de gas en Vaca Muerta ya estaban estudiando la posibilidad de integrarse al proyecto encabezado por YPF. Pero si Petronas desiste de participar YPF deberá encontrar otra empresa equivalente para avanzar con su decisión de convertirse en jugadora del mercado internacional del GNL.

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Qué hay de cierto sobre la salida de Petronas del proyecto de GNL que lidera YPF

“Me llamó la atención que Horacio (Marín) no mencionara ni una sola vez a Petronas a lo largo de toda su presentación sobre el potencial de la Argenitna como productor de GNL. Prefirió hablar de su viaje a la India para intentar sumar a las empresas de energía de ese país como offtakers (compradores) del gas argentino en lugar de dar detalles del proyecto anunciado con Petronas”.

Las palabras, compartidas a este cronista el jueves pasado en Houston por un empresario petrolero que participó del evento organizado por el IAPG en el hotel Hilton DoubleTree, retumbaron hoy con fuerza después de que Marcelo Bonelli publicara en Clarín que la salida de la petrolera malaya del megaproyecto de Gas Natural Licuado, anunciado por el gobierno de Javier Milei a fines de julio, está decidida “en un 95%”. Antes de viajar a Texas, el martes de la semana pasada, Marín también había omitido nombrar a la empresa de Malasia durante una entrevista con José del Río, secretario de La Nación, durante un evento por los 110 años de Shell. «Elegimos India como primer país para el GNL porque será el motor del mundo en la década siguiente«, señaló el presidente y CEO de YPF.

¿Por qué tentar a India para que se sume como offtaker del gas argentino si ese rol en el negocio ya estaba reservado para Petronas, un jugador bien posicionado en el mercado global de GNL?

Según el cronograma establecido en el Memorando de Entendimiento (MOU, por sus siglas en inglés) vigente con YPF, la empresa malaya tiene que tomar una decisión relevante en el último bimestre del año: debe decidir si integra los fondos necesarios para completar los trabajos de ingeniería de detalle de la planta de licuefacción que YPF quiere instalar en Punta Colorada, Río Negro. En total, son unos US$ 180 millones de inversión, cuya ejecución debe estar comprometida a más tardar en diciembre de 2024, según indicaron a EconoJournal allegados a la petrolera bajo control estatal. YPF está decidido a solventar esa inversión, pero desde Kuala Lumpur aún no dieron el visto bueno. En términos contractuales, si a fin de año Petronas no desembolsa ese dinero, su participación en el proyecto de licuefacción de GNL se caerá por su propio peso. Eso es un hecho.

https://twitter.com/HardeepSPuri/status/1830942558874411374

Sobrerepresentado

EconoJournal consultó este martes a voceros de la petrolera malaya en Buenos Aires, que dos días más tarde informaron que no realizarían comentarios al respecto. Pero allegados a YPF reconocen que hoy el escenario más probable es que Petronas se termine retirando del proyecto.

Otro importante directivo de la industria petrolera lo puso en estos términos: “La política siempre tiene la tentación de sobrerepresentar, con fines políticos de corto plazo, las expectativas reales de megaproyectos de inversión como este. En julio cuando el vocero del Presidente (Manuel Adorni) celebró la inversión del GNL en Río Negro por US$ 30.000 millones (casi un 10% del PBI argentino), el gobierno usufructuó el capital simbólico y la legitimidad de Petronas, que efectivamente es uno de los grandes jugadores del mercado mundial de GNL, pero en los hechos nunca hubo un contrato vinculante firmado, sólo cartas de intención”.

Marín habló la semana pasada en Houston sobre las posibilidades de la Argentina de convertirse en productor de GNL.

Alternativas

Por más que la salida de Petronas se formalice o su rol se redefina en las próximas semanas, YPF confía en encontrar nuevos socios interesados en el proyecto de GNL. “Con India creo que estamos para pasar a una segunda fase. Con Hungría y Alemania ya tuvimos dos reuniones y seguimos. Además, estamos negociando con dos super majors (una sería Shell, que está presente en Vaca Muerta y es el principal productor de GNL del planeta, que sin embargo prefiere ser cauto a la hora de analizar las chances reales de la Argentina para ingresar al selecto grupo de países productores de gas licuado). Hay mucho más interés del que ustedes creen”, indicó Marín el jueves pasado en la jornada “Shale en Argentina”, organizada por el IAPG en Houston. “Este proyecto el año pasado era una locura. Pero hoy hay otro mood (humor). La Argentina cambió y hay mucho interés de países que, después de la guerra (en Ucrania), quieren diversificar su provisión de gas natural por razones de seguridad energética”, agregó el presidente de YPF.

En cualquier caso, la materialización de una planta de licuefacción de GNL implica un trabajo de una complejidad mayúscula. Por caso, en México, la segunda economía de América latina, la empresa México Pacific enfrenta una demora de más de dos años para destrabar la construcción de la planta GNL Saguaro Energía, que prevé una inversión de US$ 16.000 millones para exportar gas producido en Permian —la principal formación de shale oil de EE.UU., que produce altos niveles de gas asociado—, ubicada del otro lado de la frontera estadounidense.

“Saguaro Energía es un proyecto interesante. Hay bancos interesados en financiar 8.000 de los 16.000 millones de inversión, pero México Pacific debe conseguir los 8.000 millones restantes entre las empresas que quieran participar del equity de la planta (como por ejemplo, una empresa productora de gas). Pero pese a que ya invirtieron 200 millones en trabajos de pre-construcción, la obra está frenada por falta de financiamiento”, explicó un consultor que sigue de cerca la iniciativa.

En conjunto

Marín destacó en Houston —al igual suele hacerlo cuando da una entrevista a un medio periodístico— que el proyecto de GNL no es una iniciativa exclusiva de YPF. Todo lo contrario. La idea es sumar a la mayor cantidad de petroleras, como Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, Pampa, Pluspetrol y CGC, entre otras. “Nuestro objetivo es abrir el mercado, porque lo más difícil es conseguir el contrato por las 10 primeras millones de toneladas de GNL por año. En los próximos meses queremos abrir comisiones comerciales para que se sumen directivos de otras empresas”, explicó en Houston y adelantó que si las negociaciones con India son favorables, un equipo de 25 ejecutivos de YPF podría radicarse en el país asiático para diseñar la escala y las características técnicas de un proyecto de licuefacción entre ambos países.

Según un relevamiento realizado por EconoJournal entre los principales productores de gas del mercado argentino, las negociaciones para sumarse al proyecto de GNL que lidera YPF aún son informales y están en una etapa gestacional. Además, las conversaciones al máximo nivel de la industria se erosionaron en los últimos meses como consecuencia de la disputa por los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta —de hecho, la ejecución de algunos proyectos de infraestructura en la industria de Oil&Gas están supeditados a cómo se resuelva ese proceso de venta, que está demorado—. El proceso de venta de ExxonMobil tiene en la recta final a tres grupos empresarios del mercado petrolero doméstico: a) Tecpetrol junto con Vista; b) YPF junto con PAE y c) a Pluspetrol por su cuenta.  

Una de las unidades flotantes de licuefacción de Golar, la empresa que firmó un acuerdo con PAE.

Flotante

La única iniciativa de GNL que se anunció formalmente hasta ahora es la que lidera Pan American Energy (PAE), que se asoció con Golar, una empresa de tecnología especializada en infraestructura marítima de licuefacción, para producir 2,45 millones de toneladas (MTPA) por año de GNL a partir de 2027.

Golar incluso anunció esta semana la inversión de US$ 2200 millones para construir una nueva unidad flotante de licuefacción (FLNG) por 3,5 MTPA anuales que podría ser parte de una segunda etapa del emprendimiento que anunció PAE en el país. Algunas petroleras como Pampa Energía y Pluspetrol consideran que la inversión en plantas flotantes de GNL es más factible para un país como la Argentina —con altos niveles de volatilidad macroeconómica—, dado que no requieren de inversiones millonarias hundidas en tierra antes de empezar a producir. Como la inversión en la fabricación de la FLNG corren por cuenta de los tecnólogos —como Golar—, los proyectos de este tipo se apoyan en los gastos operativos que demandan para funcionar —es decir, en el OPEX,— que se pueden interrumpir o renegociar si algo sale mal.

, Nicolas Gandini

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Offshore: Un consorcio de petroleras internacionales anunció la puesta en producción del Proyecto Fénix

TotalEnergies (operador del consorcio Cuenca Marina Austral 1 CMA 1) junto a sus socios Wintershall Dea y Pan American Energy anunciaron la puesta en producción del primero de los tres pozos de del proyecto offshore Fénix.

Fénix es la sexta plataforma del consorcio en el Mar Austral Argentino. Está ubicada a 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego y a partir de hoy aportará una mayor disponibilidad de gas natural para el país.

Impacto

El desarrollo gasífero costa afuera, que demandó una inversión de más de 700 millones de dólares, inició su producción el 19 de septiembre, y luego de finalizar los restantes pozos aportará el equivalente al 8% de la producción argentina.

“La realización del proyecto Fénix representa un nuevo hito en la historia del consorcio CMA-1 y fue logrado gracias al apoyo y trabajo junto a las autoridades provinciales y nacionales”, sostuvo Catherine Remy, directora general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina.

Además, la ejecutiva expresó: “Estamos muy orgullosos de haber logrado, en tiempo record y con excelente desempeño en materia de seguridad, poner en producción este proyecto tan desafiante, que forma parte del desarrollo energético de la Argentina”.

Actividad

Las actividades en el Mar Austral Argentino se iniciaron en septiembre 2023. El proyecto fue  desarrollado en tres etapas e incluyó: 1) la instalación de 36 kilómetros de gasoducto submarino para conectar la plataforma Fénix con la plataforma Vega Pléyade, también operada por Total Austral, y así poder evacuar el gas producido; 2) la construcción e instalación de la plataforma de producción Fénix; 3) la perforación de tres pozos horizontales, de los cuales el primero comienza actualmente su puesta en producción.

El fluido será enviado a través de gasoductos marinos y tratado en las plantas de Río Cullen y Cañadón Alfa, ambas pertenecientes al consorcio. Allí se acondicionará el gas para ser inyectado al Gasoducto San Martín y viajar 2.000 kilómetros hasta Bahía Blanca, abasteciendo la cadena de valor nacional hasta llegar a los puntos de consumo en los principales centros urbanos del país.

«Fénix es uno de los proyectos con menor huella de carbono, estimado en menos de 10 kilogramos de CO2 equivalente por barril de petróleo equivalente», destacaron desde la compañía.

El consorcio

El proyecto integra la concesión Cuenca Marina Austral CMA-1 operada por Total Austral, con una participación del 37,5%, junto a sus socios Winthershall Dea Argentina S.A.(37,5%) y Pan American Energy (25%). De este modo Total Austral se convierte en el principal operador privado de gas natural de la Argentina con una producción operada de algo más del 30% del mercado.

Fénix en cifras

• 4 años de estudios, construcción, instalación, y perforación, completación y conexión.
• Más de US$ 700 millones de inversión.
• Uno de los proyectos con menor huella de carbono por m3 de gas (< 10 kgCO2e/boe).
• 70 metros de profundidad de agua en la zona de instalación.
• Ubicado a 60 km de la costa.
• Mas de 3.000 personas involucradas en el proyecto.
• Sustitución de importaciones (el equivalente a 15 Barcos de GNL durante los meses de invierno).

, Redaccion EconoJournal

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Weretilneck confirmó que está en duda la participación de Petronas en la planta de GNL, pero dijo que YPF igual concretará el proyecto

“No tengo dudas que la planta de GNL se va a hacer. Después veremos si es con Petronas o no y veremos los cronogramas de inversión. Es una discusión empresarial, comercial y financiera, pero no está en riesgo el proyecto”, aseguró este viernes el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, luego de que trascendiera a través del diario Clarín que la petrolera malasia Petronas evalúa desistir de invertir en el proyecto de construcción de una planta de licuefacción de gas en la localidad rionegrina de Punta Colorada.

El gobernador, que se encuentra en una gira por la localidad cordillerana de Bariloche, opinó en Radio Con Vos Patagonia que “por lo que he hablado con Horacio Marín (presidente de YPF), creo que si Petronas no sigue, YPF va a continuar con el proyecto con otros socios, con otras empresas. La decisión de YPF es continuar con la planta y será en Río Negro”.

Alberto Weretilneck junto al titular de YPF Horacio Marín.

Weretilneck sostuvo luego que el plan de construir una planta de GNL siempre “fue por detrás en la planificación”, en comparación con el desarrollo del Vaca Muerta Sur, el otro proyecto que encabeza YPF y que tiene a Punta Colorada como protagonista. En este sentido, se refirió a las demoras en el plan de inversión del proyecto Argentina LNG que hasta ahora solo tenía la confirmación de la localidad rionegrina como sede, pero Petronas nunca había confirmado el plan de inversiones.

El gobernador patagónico intentó quitarle gravedad al asunto, sobre todo por las expectativas que genera en la provincia y específicamente en los habitantes de la localidad de Sierra Grande, ubicada a pocos kilómetros de la costa. Agregó que “el desarrollo de Vaca Muerta Sur es tan importante como la planta de GNL, que fue conocida por la disputa con Bahía Blanca” y detalló que actualmente la provincia encabeza una serie de capacitaciones para formar profesionales y que puedan trabajar en el proyecto.

“Una muy mala noticia”

Una fuente de la industria que participó en la elaboración de proyecto Argentina LNG, confirmó a EconoJournal que “Petronas está con un pie afuera”. Consultado por los motivos, negó que tengan que ver con la coyuntura política nacional y dijo que tendrían que ver con el ingreso de otras empresas al proyecto.

“El proyecto se iba a hacer igual en la gestión de Alberto Fernández, no es algo político. Pero desde un inicio se había planteado que YPF y Petronas  arrancaban juntos y después le abrían la puerta a otras compañías”, dijo la fuente en relación al  Acuerdo de Estudio y Desarrollo Conjunto (JSDA) y el Memorándum de Entendimiento (MOU) que las dos petroleras habían firmado en 2022. “Es una muy mala noticia para Argentina porque Petronas es uno de los mayores productores  de GNL a nivel mundial”, agregó.

En julio pasado, este medio reveló que YPF analizaba sumarse al proyecto de PAE, Wintershall Dea y Golar, algo que implicadaba que la compañía que lidera Marín se salteara la primera etapa flotante del proyecto con Petronas, ya que el proyecto original estaba pensado en tres etapas: una primera mediante la utilización de una barcaza ya construida de Petronas con capacidad de procesar 1,5 MTPA de GNL y luego mediante la fabricación de otras dos terminales flotantes por 4-5 MTPA cada una. Una segunda etapa suponía la construcción de una terminal en tierra por 10 MTPA. Y una tercera hacía lo propio por otros 10 MTPA también onshore.

, Laura Hevia

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Cuáles son las soluciones que ofrece Hygt Chemical para la industria del Oil&Gas y la minería

La empresa química Hygt Chemical cuenta con más de 30 años de trayectoria en lo que refiere a la fabricación de productos químicos para las diferentes actividades productivas entre las que se destacan la industria del Oil&Gas, la minería y el rubro vial. La compañía nació como un proyecto familiar, conformado por profesionales de diversas empresas químicas con experiencia en la industria con la meta de fabricar y comercializar soluciones químicas adecuadas a las necesidades de cada área.

En la actualidad, la firma cuenta con un equipo especializado en diversos segmentos como desarrollo técnico, industrial, asesoría técnica y comercial. Carlos Trias, director de la compañía, participó de la última edición de Argentina Mining 2024, el encuentro internacional que reunió a los principales referentes de la industria minera en América Latina, empresas, proveedores e inversores. Allí expuso sobre la tecnología disponible para tratamiento de caminos y control de polvo en suspensión y sobre la reducción de uso de agua, huella hídrica, contaminación y medioambiente en el sector.

En diálogo con EconoJournal, Trias aseguró: “El evento fue fundamental para posicionarnos como proveedores de la industria y para forjar alianzas con nuevas empresas. Hubo mucha gente, empresas, proveedores. La industria minera requiere de varias patas de cada actividad. Necesita de unidad de control de sólidos y herramientas de medición, algo que nosotros ofrecemos junto a los fluidos de perforación”.

Carlos Trias en Argentina Mining 2024

Oferta de productos

El ejecutivo de Hygt Chemical detalló que desde la compañía poseen acuerdos con varias empresas que complementan su actividad. “Nuestro core son soluciones para el rubro del Oil&Gas. Poseemos distintos productos como inhibidores de gas, de oxígeno, reductores de fricción y de viscosidad para crudo, aditivo para la estabilización química de caminos de tierra en yacimientos petroleros y mineros, entre otros”, precisó Trias.

El director de la empresa indicó que para la minería poseen fluidos de perforación lo que resulta un insumo fundamental para el desarrollo de la actividad. En esa línea, remarcó: “La minería en la Argentina tiene mucho potencial y somos muchas las empresas que estamos para suplir las diferentes demandas que tiene el sector”.

Trias también destacó el rol que poseen las soluciones que ofrecen para el rubro vial puesto que marcó que es transversal para cualquier industria para darle fin a los problemas de acceso. “En lo que refiere a la industria vial tenemos productos para la estabilización de caminos e insumos dedicados al control de nieve y hielo. Se trata de un producto que, a nivel mundial, muy pocas empresas lo tienen. Se aplica de forma superficial cuando ya hay nieve o también puede utilizarse de forma preventiva. A la mayoría de las empresas mineras y petroleras que nosotros abastecemos de otros productos también les brindamos este tipo de soluciones para caminos para darle continuidad a la actividad”.

Soluciones

En su apuesta por el desarrollo de soluciones innovadoras, Hygt Chemical Group desarrolló una nueva compañía: Wax Drilling Fluids, dedicada al desarrollo y fabricación de aditivos para fluidos de perforación y workover (P&Wo) y productos para el rubro minero.

En dialogo con este medio, Agustina Mercado, responsable de operaciones de Wax Drilling Fluids, aseveró que “la industria minera tiene una proyección importante en nuestro país. Por eso creo que la debemos acompañar para poder lograr objetivos en conjunto. No se trata sólo de explorar, sino de hacer todo lo posible para estar ahí y lograr que en los diferentes proyectos se comience a producir”.

Mercado también adelantó que se encuentran trabajando para incorporar a las comunidades en la actividad. “Nuestra idea es capacitar a la población, a la que está en la industria y también a la que quiere aprender para que todos compartamos las mismas ideas”, puntualizó.

Sustentabilidad

Uno de los objetivos de ambas empresas reside en el compromiso con la comunidad y el medioambiente, según precisaron. Por esto, en las compañías se aplica toda la normativa, se instruye al personal y se decide hacer partícipe al cliente en el manejo de las precauciones y la atención de posibles emergencias.

Trias aseguró: “Nuestros productos para el rubro vial están aprobados ambientalmente por INTI y por algunas secretarias provinciales de medioambiente. Ahora intentamos hacer lo mismo con los fluidos de perforación para generar una industria minera verde aprovechando los recursos y haciendo un uso eficiente de ellos”.

Pasos a seguir

En el evento Argentina Mining, y con el objetivo de impulsar el crecimiento del sector minero y afianzar el rol de las compañías de servicios, se lanzó la Cámara Federal de Proveedores Mineros (CaFeProMi). La institución reunirá a las cámaras de las diferentes provincias que cuentan con proyectos mineros en etapas de exploración y producción.

Trias consideró que “es una buena medida que se incorporen cámaras para articular un poco la parte privada, las empresas, con el Estado. Es importante que exista una cámara que nuclee las distintas actividades”.

Asimismo, puntualizó que siempre existen desafíos en el sector que se deben atravesar. “Nosotros estamos detrás de las demandas de nuestros clientes, intentando desarrollar nuevos productos teniendo en cuenta el cuidado del medioambiente y el uso eficiente de los recursos”, finalizó.

, Loana Tejero

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Detallan cómo optimizar la gestión energética en la industria local

AFRY es una empresa de origen sueco con fuerte presencia en Latinoamérica que se especializa en la provisión de soluciones de descarbonización, circularidad, electrificación y digitalización de procesos. La firma acaba de anunciar el lanzamiento de un proyecto para la optimización energética en la planta de Papel Misionero, ubicada en la provincia de Misiones, que pertenece al Grupo Arcor. 

Según informaron desde AFRY, el objetivo de esta iniciativa es realizar un diagnóstico del consumo de agua industrial y de energía en el complejo, donde se producen alrededor de 90.000 toneladas (Tn) anuales de papeles para embalaje. La idea es identificar y generar las mejoras necesarias en sus procesos para promover un uso más eficiente de los recursos hídricos y energéticos.

Planta de Papel Misionero

En diálogo con EconoJournal, el Project Manager de AFRY, Franklin Canales Alvarnez, brindó más detalles sobre este tipo de servicios. “Las propuestas son muy dependientes de la condición en que se encuentra cada planta. En general, luego de una visita técnica, se proponen cierres de circuitos, empleo de equipos más eficientes, mejoras en los procedimientos de operación y mantenimiento, así como optimizaciones en la gestión de la información de procesos, estableciendo KPIs (indicadores clave de rendimiento) específicos para ellos”, explicó.

La implementación de energías renovables, puntualizó el directivo, es planteada por AFRY dentro de las recomendaciones prioritarias. “Sin embargo, dado el uso intensivo de la electricidad en los procesos industriales, esta alternativa es de largo aliento y altos costos”, advirtió.

Entre los beneficios a considerar en la materia, subrayó, el costo y la competitividad son los de mayor relevancia, sin omitir el impacto positivo en la imagen de la empresa que se vuelve sustentable, la cual mejora al ser más eficiente en el uso de recursos escasos como el agua y la energía. “Hoy en día, la optimización de la demanda energética es una tendencia mundial, tanto por la reducción del consumo como por la sustitución por energías verdes de fuentes poco amigables con el medio ambiente”, indicó.

Es indudable, sostuvo, que la energía se ha vuelto un tema central en la agenda operativa de las industrias en todo el mundo. “Cada vez se apunta más al empleo de fuentes verdes que ayuden a la descarbonización del planeta”, recalcó.

Plazos de rentabilización

De acuerdo con Canales Alvarnez, la inversión en este tipo de proyectos presenta una rentabilidad a lo largo del tiempo, la cual puede variar de manera significativa en función de los impactos sobre los consumos actuales. “Las empresas que registran altos consumos y desean reducirlos drásticamente, tienen mayores costos y, por tanto, podrían requerir mayores tiempos para su rentabilización”, aclaró.

Los plazos, añadió el ejecutivo, también dependen considerablemente de las condiciones particulares de cada caso. “Me refiero, por ejemplo, a la localización de las industrias, la disponibilidad y el costo de los recursos, y el precio de los bienes producidos, entre otras variables”, completó.

, Julián García

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Gas: Golar invertirá US$ 2.200 millones en planta flotante de GNL en Argentina

Golar, uno de los principales proveedores globales de infraestructura marítima de Gas Natural Licuado (GNL), confirmó una inversión de US$ 2.200 millones para construir una nueva planta flotante de licuefacción de gas natural (FLNG) que podría comenzar a operar en Argentina hacia fines de 2027. La empresa anunció que ha contratado a CIMC Raffles para llevar a cabo la ingeniería, adquisiciones y construcción de un buque con capacidad para licuar 3,5 millones de toneladas de GNL al año. Esta planta estará equipada con la tecnología de licuefacción MK II, superando a las versiones anteriores utilizadas en sus unidades Gimi y […]

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Empresas: Definen la millonaria venta de Exxon entre petroleras argentinas

El coloso estadounidense vende sus siete áreas de Vaca Muerta. La disputa es entre YPF y PAE por un lado, y Vista y Tecpetrol por otro. ¿Cuánto piden? Con una Argentina que es apenas el 2% de su negocio global y el 10% de sus dolores de cabeza, la junta directiva de la estadounidense Exxon Mobil se animó a salir del país en 2023, una decisión que ya está en la etapa final. Desde entonces su precio de venta habría crecido desde los u$s 1.000 M de los que se hablaba al principio. Ahora estaría en u$s 1.500M. Hay dos […]

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Vaca Muerta:

La petrolera apuesta a duplicar su producción de gas y petróleo a partir de su bloque estrella en el no convencional neuquino. Cuáles son los proyectos de perforación y de infraestructura para los próximos años de la empresa que se posiciona entre los cinco mayores productores de la cuenca. La empresa Pluspetrol se prepara para mantenerse al tope de la nueva era de desarrollo de Vaca Muerta, que ya empieza a generar movimiento en las principales operadoras, en particular las que ya vienen posicionándose en los últimos años en la Cuenca Neuquina. Así mientras se define el fututo de la […]

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Empleo: Por escasez de mano de obra calificada, Vaca Muerta busca profesionales fuera de Neuquén

El crecimiento vertiginoso desnuda falencias en la formación de los trabajadores. La falta de personal capacitado obliga a las empresas a reclutar fuera de la provincia. La competencia es cada vez más feroz. El auge de la explotación no convencional en Vaca Muerta convirtió a la región en un imán para la industria energética. Sin embargo, este crecimiento exponencial dejó en evidencia una problemática cada vez más acuciante: la escasez de profesionales altamente calificados. La demanda de ingenieros, técnicos y personal especializado superó ampliamente la oferta local, obligando a las empresas a intensificar sus esfuerzos de reclutamiento más allá de […]

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Capacitación: Fundación YPF reunió becarios en Vaca Muerta

 La Fundación YPF organizó el 11° encuentro anual del programa de becas con la participación de más de 300 becarios, estudiantes de carreras vinculadas a la energía de todo el país. Durante las tres jornadas del encuentro, los becarios recorrieron el yacimiento de Loma Campana y otras instalaciones de YPF en Neuquén. Son 313 becarios y becarias de carreras vinculadas a la energía (Ingenierías, Física, Química, ciencias de la Tierra y del Ambiente) de universidades públicas. 60% son mujeres debido a los criterios de equidad de género y disciplinar (carreras que no son tradicionalmente elegidas por mujeres) que se aplican […]

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Legales: Hidrocarburos, avanza el proceso de cesión de áreas en Chubut

Así lo aseguraron las autoridades provinciales, tras una reunión que mantuvo el titular del ejecutivo chubutense con el diputado nacional Jorge Ávila. El Gobernador del Chubut, Ignacio Torres, se reunió recientemente con el diputado nacional, y secretario general del Sindicato de Petróleo, Jorge “Loma” Ávila, para analizar en detalle el avance del proceso de cesión de áreas que están llevando a cabo las empresas YPF y Pecom. El encuentro tuvo lugar en la ciudad de Rawson, en el marco de una agenda de trabajo destinada a agilizar los plazos y concretar, lo antes posible, el traspaso de los yacimientos entre […]

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Política: Puerto de Dock Sud, en medio del conflicto interno, la Provincia metió manos en el directorio

El gobierno bonaerense renovó cargos en el directorio del puerto de Dock Sud tras consultar a empresas y gremios que operan en la terminal. El puerto de Dock Sud viene dando que hablar hace semanas. En medio del conflicto entre Quilmes y Lanús con Avellaneda, la provincia de Buenos Aires renovó una parte del directorio que administra la terminal portuaria. Los que se van y los que entran. Las novedades se oficializaron este jueves a través de la Resolución 365 del Ministerio de Producción conducido por Augusto Costa. Ahí dieron detalles del trámite que comenzó en 2022 cuando la presidenta […]

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Minería: Lanzaron la primera confederación de proveedores mineros; RIGI, inversiones y mucho ruido

Se llama Cámara de Proveedores Mineros Argentinos Confederados “PROMINARCO”, y cuenta con el apoyo de CAEM y el subsecretario de minería de la Nación. Por iniciativa de la Cámara Argentina de Proveedores Mineros (CAPMIN), y junto a otras cámaras provinciales, se lanzó la Cámara de Proveedores Mineros Argentinos Confederados “PROMINARCO”. «La unión de los proveedores permite unificar realidades distintas con objetivos comunes, fundamentalmente el desarrollo de las industrias regionales y la Argentina toda”, afirmaron desde la nueva entidad. En el anuncio de presentación, los confederados sostuvieron además que aspiran «cada vez más en fortificar la integración en una cadena de […]

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Minería: En Mendoza las exportaciones mineras alcanzaron los 244 millones de dólares en julio

Las exportaciones de minerales confirman su buen momento y continúan con la senda positiva mostrada durante la primer mitad de este año. Las exportaciones de minerales confirman su buen momento y continúan con la senda positiva mostrada durante la primer mitad de este año. En los primeros 7 meses de 2024 las exportaciones mineras totalizaron USD 2.167 millones. Así lo confirman las cifras oficiales dadas a conocer por la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera, dependiente de la Secretaría de Energía. Según publicó Agencia NA, estos últimos días se terminaron de confirmar las exportaciones mineras de julio y su […]

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Capacitación: Neuquén firmó un acuerdo con YPF para capacitar trabajadores para Vaca Muerta, ¿Cómo inscribirse a los cursos?

En el marco del plan Emplea Neuquén, la provincia suscribió un convenio estratégico para facilitar la formación de trabajadores y fomentar el empleo local. A través de un convenio que se firmó este miércoles, la empresa de mayoría accionaria estatal YPF se incorporó al programa Emplea Neuquén para formar en materia energética. De esta manera, la provincia suma a un aliado estratégico de la industria para formar a beneficiarios del plan provincial que promueve la inserción laboral de calidad. “Hemos llegado a ser los primeros de la República Argentina en la generación de empleo, pero no vamos a parar”, destacó […]

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Fénix se puso en marcha y aportará más gas al sistema

Total Austral S.A. (Sucursal Argentina), operador del consorcio CMA-1 junto a sus socios Winthershall Dea Argentina S.A. y Pan American Energy anuncian la puesta en producción del primero de los tres pozos de Fénix.

Fénix es la sexta plataforma del consorcio en el Mar Austral Argentino. Está ubicada a 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego y a partir de hoy (20.9.) aportará una mayor disponibilidad de gas natural para el país. El desarrollo gasífero costa afuera, con una inversión de 700 millones de dólares, inició su producción el 19 de septiembre, y luego de finalizar los restantes pozos aportará el equivalente al 8% de la producción argentina.

“La realización del proyecto Fénix representa un nuevo hito en la historia del consorcio CMA-1 y fue logrado gracias al apoyo y trabajo junto a las autoridades provinciales y nacionales”, sostuvo Catherine Remy Directora General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina. Además, añadió “Estamos muy orgullosos de haber logrado, en tiempo record y con excelente desempeño en materia de seguridad, poner en producción (20.9 este proyecto tan desafiante, que forma parte del desarrollo energético de la Argentina”

Las actividades en el Mar Austral Argentino se iniciaron en septiembre 2023, representando gran desafío logístico y operacional. El proyecto desarrollado en tres etapas incluyó:

1)la instalación de 36 kilómetros de gasoducto submarino para conectar la plataforma Fénixcon la plataforma Vega Pléyade, también operada por Total Austral, y así poder evacuar el gas producido;

2) la construcción e instalación de la plataforma de producción Fénix; 3) la
perforación de tres pozos horizontales, de los cuales el primero comienza actualmente su puesta en producción.

El fluido será enviado, a través de gasoductos marinos, y tratado en las plantas de Río Cullen y Cañadón Alfa, ambas pertenecientes al consorcio. Allí se acondicionará el gas para ser inyectado al Gasoducto San Martín y viajar 2.000 kilómetros hasta Bahía Blanca, abasteciendo la cadena de valor nacional hasta llegar a los puntos de consumo en los principales centros urbanos del país.

Fénix es uno de los proyectos con menor huella de carbono, estimado en menos de 10 kilogramos de CO2 equivalente por barril de petróleo equivalente.
El proyecto integra la concesión Cuenca Marina Austral CMA-1 operada por Total Austral, con una participación del 37,5%, junto a sus socios Winthershall Dea Argentina S.A. (37,5%) y Pan American Energy (25%). De este modo Total Austral se convierte en el principal operador privado de gas natural de la Argentina con una producción operada de algo más del 30% del mercado.

Fénix en cifras

4 años de estudios, construcción, instalación, y perforación, completación y conexión.

Más de 700M USD de inversión.

Uno de los proyectos con menor huella de carbono por m3 de gas (< 10
kgCO2e/boe).

70 metros de profundidad de agua en la zona de instalación.

Ubicado a 60 km de la costa.

Mas de 3.000 personas involucradas en el proyecto.

Sustitución de importaciones (el equivalente a 15 Barcos de GNL durante los meses de invierno). Sobre TotalEnergies

TotalEnergies es una empresa multienergías internacional con presencia en 120 países que cuenta con más más de 100.000 colaboradores. En Argentina, a través de su filial Total Austral, desarrolla actividades de exploración y producción de hidrocarburos en las provincias de Neuquén y Tierra del Fuego desde 1978. Con unos 1.100 colaboradores en el país, opera el 25% de la producción de gas nacional, siendo así la primera operadora de producción privada de Argentina. También está presente en el sector de energías renovables con la operación de plantas eólicas y solares, además de comercialización de gas natural y lubricantes

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Naturgy Argentina presentó sus Informes de Sostenibilidad

Naturgy presentó simultáneamente los tres Informes de Sostenibilidad correspondientes a 2023 de Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan. Se trata de la vigésima edición del reporte.

«Desde 2004, hemos sido pioneros en el sector energético argentino en la rendición de cuentas ASG. La elaboración del informe ha evolucionado constantemente para alinearse con los más altos estándares internacionales de reporting. Estos logros fueron reconocidoscon varios premios como el Premio DIRCOMS 2023 y reconocimientos de BritCham Argentina y el Foro Ecuménico Social», destacaron desde la empresa a través de un comunicado.

Gerardo Gómez, Country Manager de Naturgy Argentina, expresó: «Cumplir 20 años desarrollando el Informe de Sostenibilidad de Naturgy BAN es motivo de orgullo. Somos pioneros en la rendición de cuentas en el sector energético. Fortalecimos este compromiso año tras año porque la sostenibilidad es parte de nuestro ADN y seguiremos trabajando en esta senda”.

Informes

Verónica Argañaraz, directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina, enfatizó: «La elaboración de estos informes no sólo son un ejercicio de rendición de cuentas, sino una oportunidad para fortalecer el diálogo con nuestros grupos de interés. La sostenibilidad es un pilar fundamental en nuestra estrategia empresarial.»

Logros destacados

Naturgy BAN:

• Integridad: 80.2% del personal capacitado en políticas y procedimientos de derechos humanos.

• Acceso a la energía: fortalecimiento de la colaboración con Santander Consumer para ampliar el acceso a servicios financieros, permitiendo a clientes residenciales solventar costos de adecuación de instalaciones de gas.

• Proveedores sostenibles: avances en el Programa Proveedores Sostenibles, incorporando tres pymes invitadas por Naturgy.

• Foco en género: alianza con la Fundación Flor para empoderar mujeres emprendedoras y colaboración con Fundación Global para promover liderazgo femenino en el Barrio Padre Carlos Múgica.

• Empresa familiarmente responsable: obtención de la certificación de empresa familiarmente responsable.

Naturgy NOA:

• Integridad: 100% de empleados, incluyendo directivos, informados sobre políticas y procedimientos anticorrupción.

• Seguridad y salud: capacitación a 514 responsables de empresas y municipios en Prevención de Daños, firmando 12 convenios de colaboración y avanzando con otros 8.

• Reforestación: aporte de 1.000 árboles nativos para reforestar 40 hectáreas en el Parque Sierra de San Javier, Tucumán, capturando 1.880 toneladas de CO2 y preservando el equilibrio ecológico.

• Taller de oficio para poblaciones indígenas: patrocinio de un taller de repostería para mujeres y jóvenes de la comunidad guaraní de Yacuy, Salta, con 39 adultas y 25 jóvenes participantes.

• Clima laboral: fortalecimiento de la comunicación interna y evaluación del clima laboral mediante la herramienta HappyForce, reflejado en indicadores como el NPS.

Naturgy SJ:

• Integridad: comunicación formal de la Política de Compliance a sindicatos e inclusión en todos los contratos de la empresa.

• Seguridad y salud: respaldo de actividades con Políticas de Seguridad. Capacitación a 166 empleados en 39 sesiones de formación durante 2023.

• Capacitaciones ambientales: elaboración de documento «Recomendaciones Generales y Beneficios para Consumos Residenciales» como parte del Programa de Uso Racional de la Energía, según Resolución EPRE N° 090/2016.

• Clima laboral: celebración del Yellow Day con refrigerio y taller online sobre felicidad en el trabajo y herramientas personales para bienestar laboral. Participación de 100 asistentes.

«Al expandir su alcance de reporting a todas sus operaciones en el país, la compañía reafirma su liderazgo en materia de transparencia y gestión sostenible en el sector energético, y también establece un nuevo estándar para la industria. Este triple compromiso con la rendición de cuentas refleja la visión integral de Naturgy hacia un futuro energético más limpio, eficiente y equitativo para toda la sociedad argentina», destacaron.

, Redaccion EconoJournal

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Para terminar con el desacato de Quintela, el gobierno pidió a la Corte Suprema que ordene a la distribuidora eléctrica de La Rioja pagar la factura de Cammesa

Cammesa, la empresa que se encarga del despacho de energía en todo el país, que es controlada por el gobierno nacional, presentó este mes un recurso de amparo en la Corte Suprema para ponerle un freno al gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela, que abiertamente desafió la política tarifaria instrumentada por el gobierno de Javier Milei al ordenar —a través de dos resoluciones que llevan su firma— que Edelar, la distribuidora provincial de energía, deje de pagar la energía que compra en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que en última instancia es administrado por el Estado nacional.

La decisión de Quintela es un absurdo regulatorio. Por medio del Decreto 370 y de la resolución 133 del Ente Regulador de Servicios Públicos provincial, ambas publicadas en abril, el mandatario riojano le ordenó a Edelar desconocer el precio estacional de la energía eléctrica (PEST) fijada por el Ministerio de Economía, que dirige Luis ‘Toto’ Caputo, y no trasladarlos a los cuadros tarifarios que pagan los usuarios residenciales de la provincial. Si bien en los últimos 20 años fueron múltiples —y hasta constantes— los casos de distribuidoras provinciales que acumularon deudas millonarias por pagar con demora —o incluso dejar de pagar por un período de tiempo— la factura de Cammesa, nunca un gobernador se había animado a ordenar por escrito ese desacato contra el sistema eléctrico nacional, que es lo que hizo Quintela en abril.

En desacato

La decisión dejó expuesto al mandatario riojano frente al resto de los gobernadores, que sí convalidaron el traspaso a facturas del precio estacional de la electricidad fijado por la Secretaría de Energía. Ahora, para intentar ponerle un coto a la desobediencia de La Rioja, que en la práctica atenta contra la política de reducción de subsidios energéticos del Tesoro nacional a fin de alcanzar el déficit fiscal cero, el vicepresidente de Cammesa, Mario Cairella, que está alineado con el ministro de Economía, le pidió al máximo tribunal de Justicia del país que deje sin efecto, de manera inmediata, lo establecido en el Decreto 370 y la resolución 133, según indicaron fuentes del mercado eléctrico a EconoJournal.

Mario Cairella, vicepresidente de Cammesa; y Ricardo Quintela, gobernador de La Rioja.

¿Qué implica esta maniobra de La Rioja? En los hechos, la decisión en rebeldía del gobernador de La Rioja afecta no sólo a la operatividad financiera del sistema, sino que además es una provocación tácita a las provincias y distribuidoras que sí cumplen con sus obligaciones de pago con Cammesa.

A su vez, las demoras y la falta de pago por parte de algunas distribuidoras no sólo amenazan el abastecimiento eléctrico, sino que han requerido -en varias ocasiones- la asistencia financiera del Estado Nacional, generando una dependencia de los aportes del Tesoro que se traduce en inflación, además de provocar una situación de injusticia entre los actores del sistema.

Continuidad del servicio

Fuentes al tanto de esta maniobra indicaron a EconoJournal que “la distribuidora provincial de energía Edelar, dirigida por el hijo del gobernador, ha buscado eludir el pago de la energía eléctrica adquirida a Cammesa». «Este movimiento en rebeldía tiene como objetivo sumar a su patrimonio los fondos que deberían ser destinados al pago de las compras de energía, afectando gravemente a la cadena de pagos del MEM”, cuestionaron.

En esa misma línea, destacaron que para la compañía encargada del despacho de energía “es prioritario garantizar la continuidad del servicio eléctrico en condiciones de seguridad y equidad, y por ello ha tomado la decisión de llevar este caso ante la Corte, lo que marca un precedente en la defensa de las competencias del sistema eléctrico argentino”.

Cadena de pagos

El accionar de Cammesa de solicitar una medida cautelar de la Corte Suprema de Justicia se enmarca en una serie de acciones que está llevando adelante la compañía mixta que administra el mercado eléctrico para preservar la integridad financiera de la cadena de pagos en el sector eléctrico y así asegurar la provisión de energía eléctrica en todo el país.

Tal como adelantó este medio, a principio de este mes la Cámara Federal de Mar del Plata falló a favor de Cammesa al frenar una maniobra que estaban llevando adelante las cooperativas eléctricas para no abonar los servicios de energía provistos por Cammesa. Esto es así puesto que la Cámara revocó el fallo del Juzgado Federal de Dolores que había extendido un amparo individual que beneficiaba inicialmente solo a la Cooperativa de Villa Gesell -y la eximía del pago por la energía consumida administrada por Cammesa- hacia otras compañías que no habían formado parte del proceso judicial. Frente a esto, Cammesa decidió apelar y la Cámara calificó al proceso como inapropiado.

La decisión de la Cámara fue clave para el óptimo funcionamiento del sistema puesto que esta situación significaba un riesgo ya que formalizaba legalmente que las cooperativas o empresas distribuidoras dejaran de pagarle a Cammesa lo que generaba que empresa no pueda abonar el pago por la generación y transporte de energía.

, Redaccion EconoJournal

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CREE aumenta su productividad para brindar mayor certidumbre a inversionistas de la licitación de 1500 MW

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) de Honduras ha trabajado intensamente este año para fortalecer la confianza de los inversionistas en el mercado energético local, en particular de cara a la próxima licitación de 1500 MW.

Según el comisionado Leonardo Deras, la transparencia y la rapidez en la respuesta a los requerimientos de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) han sido clave, pese a la crisis energética que atraviesa el país.

“Nos hemos orientado a transparentar la operación de la ENEE como distribuidora, generadora y transmisora, respondiendo rápidamente a sus necesidades», destacó el comisionado.

Ahora la CREE está preparando el terreno para la licitación de nueva generación bajo la modalidad de contratos BOT, lo que promete brindar mayor certeza a largo plazo tanto al sector público como privado. En conversación con Energía Estratégica, Deras mencionó que durante este año, la CREE ha aumentado las vías de acceso a la información para los inversionistas:

“Nos hemos asegurado de que toda la información relevante esté disponible en nuestros portales, desde tarifas hasta el marco legal, para que los inversionistas vean con claridad las condiciones del mercado. Nuestro objetivo es darles certeza para que tomen decisiones informadas», subrayó el comisionado Leonardo Deras.

La licitación de 1500 MW no es el único proceso de contratación pronto a iniciar. “También hemos aprobado a la ENEE licitaciones de líneas de transmisión de 230.000 voltios, proyectos importantes para el norte y oriente del país», detalló Deras.

Ahora bien, para llevar a cabo sus tareas habituales y las nuevas actividades vinculadas a licitaciones han necesitado de un equipo fijo muy activo, por lo que uno de los logros recientes más destacados para el regulador ha sido la consolidación del personal permanente de la CREE, tras ocho años de espera. “Finalmente, en agosto recibimos el nombramiento permanente de los empleados del órgano regulador, lo que fortalece la capacidad institucional del regulador. Esto nunca se había logrado antes y es un paso fundamental para mejorar nuestro trabajo”, afirmó el comisionado.

¿Qué resultados ha tenido el equipo durante este año? En cuanto a las normativas, la CREE ha avanzado en diversas áreas clave para el sector energético. “Hemos publicado la norma técnica de congeladores en el Diario Oficial La Gaceta y aunque decidimos no crear una norma de almacenamiento por separado sí contratamos una consultoría para integrar nuevos elementos sobre almacenamiento dentro de la legislación vigente», explicó Derás. Además, la Comisión concluyó la norma técnica de autoproductores clave para el despliegue de generación distribuida residencial y comercial, y actualizó la de potencia firme, entre otros avances regulatorios.

En el ámbito tarifario, la CREE ha terminado la tarifa para autoproductores y está a punto de finalizar la de sistemas aislados como Quila y Roatán. Además, trabajan en la tarifa de transmisión definitiva, un proceso que ha involucrado la definición de la tasa de actualización para las inversiones.

Finalmente, la fiscalización ha sido otro pilar del trabajo de la CREE en 2024: “Nos hemos convertido en una segunda instancia para reclamos de usuarios que no reciben respuesta de la empresa distribuidora. Asimismo, hemos avanzado en la fiscalización de empresas generadoras, verificando los costos variables que reportan al Centro Nacional de Despacho», concluyó el comisionado Leonardo Deras, resaltando que la CREE ha tenido un año productivo en todos los frentes.

Este esfuerzo integral refuerza la posición de la CREE como un actor clave en la regulación del sector eléctrico hondureño, brindando mayor confianza y certidumbre a los inversionistas, en especial con miras a la histórica licitación de 1500 MW que priorizará la contratación de energías renovables y que está próxima a lanzarse.

Licitación de 1500 MW: ¿Qué se aprobó y qué falta para que inicie la convocatoria que adjudicaría un 65% renovables?

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Stipanicic: “Durante 2025 estableceremos un cronograma de cuatro rondas de la licitación eólica offshore”

La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (ANCAP) de Uruguay empieza a delinear los detalles de la licitación de bloques eólicos offshore para la producción de hidrógeno verde tras la reciente aprobación reglamentaria concedida por el Poder Ejecutivo. 

Tal es así que Alejandro Stipanicic, presidente de ANCAP, confirmó que el próximo año comenzará el proceso para los cuatro bloques marinos que son capaces de producir potencialmente 200.000 toneladas de hidrógeno verde por año. 

“Durante el 2025 estableceremos un cronograma de cuatro rondas de licitación. Habrá un proceso rápido de precalificación antes de la presentación de ofertas y lo haremos en cuatro fechas, probablemente enero – febrero, abril – mayo, julio – agosto y septiembre – octubre u octubre – noviembre del próximo año”, declaró durante un evento. 

“La idea es establecer cuatro fechas para presentar ofertas y con esta condición puede suceder que en la primera fecha nos quedemos sin bloques si asignamos los cuatro bloques a licitar. Pero también puede suceder que al final de la cuarta fecha no tengamos empresas interesadas en nuestros bloques.

El objetivo es aprovechar la expertise de la entidad respecto a exploración energética fuera de la costa para licitar cuatro bloques marinos de 500 km2 en una primera instancia (de los 20 identificados), los cuales cuentan con un potencial medio de 2 a 3 GW de capacidad renovable cada uno, con vientos que oscilan entre los 8,5 metros por segundo a los 100 metros de altura y 9 m/s a a 150m, con un factores superiores al 55%.

Mientras que las áreas están ubicadas en la zona sureste de José Ignacio, a 50 kilómetros de la costa y tienen una batimetría de no más de 60 metros de profundidad, con lo cual la tecnología actual de granjas eólicas en el mundo es totalmente aplicable. 

Y de acuerdo a información compartida, el modelo de contrato prevé subperíodos de 2 a 4 años vinculados a la evaluación de los proyectos, tales como estudios con reportes existentes, adquisición y procesamiento de nuevos datos y la producción piloto de H2 o el detalle de la información recolectada; hasta un período mayor a décadas para el desarrollo y producción de H2.  

“De todas formas, revisaremos nuestra estrategia y haremos más bloques para ofrecer en el futuro o para cambiar algunos requisitos en caso de que el mercado requiera modificaciones, dado que es un mercado en evolución”, aclaró Stipanicic. 

“¿Por qué? Es un mercado que aún no ha establecido todas las reglas, por lo que tenemos que ser muy dinámicos y adaptarnos a lo que requiere el mercado. Pero nuestro primer paso será ofrecer cuatro bloques en cuatro instancias el próximo año a partir de enero”, insistió.

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Ruiz Moreno: “La ley de renovables en Argentina debe renovarse, prorrogarse o complementarse con la iniciativa que se decida”

La Cámara Eólica Argentina (CEA) volvió a poner el foco en la continuidad regulatoria para crecimiento del sector de las energías renovables del país, considerando que se acerca la fecha límite prevista para el cumplimiento de los objetivos de la Ley N° 27191. 

La misma puso como meta que, al 31 de diciembre del 2025, las energías renovables tengan una participación del 20% (o superior) en la cobertura de la demanda eléctrica. Y si bien hoy en día parece difícil de alcanzar, dado que Argentina estuvo por detrás de ese porcentaje en el cierre de los últimos años, las renovables tuvieron un vasto desarrollo hasta el momento y ya suman más de 6400 MW instalados. 

“La ley de renovables en Argentina debe renovarse, prorrogarse o complementarse con la iniciativa que se decida. Debe continuar vigente ya que es una ley que sirvió como política de Estado porque cruzó, por lo menos, tres administraciones gubernamentales y fue sancionada con la unanimidad de las Cámaras de Diputados y Senadores”, manifestó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la CEA

“Ha sido un marco normativo exitoso porque gracias a ello, a la seguridad jurídica – fiscal y los beneficios otorgados, se instalaron en Argentina más de 6000 MW renovables, lo que trajo aparejado una inversión de USD 7000 millones, además que hay en espera proyectos alrededor de 4000 MW adicionales y desembolsos cercanos a USD 3500 millones”, agregó durante un evento.

Incluso, antes de la última adjudicación de 989,23 MW de nueva capacidad con prioridad de despacho en el Mercado a Término (MATER), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) ya proyectaba que el MATER de Argentina sumará más de 3700 MW renovables durante los próximos años

¿Por qué? Más de 60 proyectos adjudicados en distintas rondas del Mercado a Término deberán entrar en operación comercial en la corriente década y la potencia renovable total en el MEM podría superar los 10000 MW antes del 2030.

Mientras que una de las premisas de campaña del gobierno de Javier Milei era el honramiento de las metas fijadas en compromisos nacionales e internacionales (como por ejemplo el Acuerdo de París); aunque el Poder Ejecutivo planteó que las mismas se cumplirían principalmente a través del mercado de derechos de emisión de gases de efecto invernadero, para lo cual el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) recientemente abrió una convocatoria MDI para la creación del mercado de Cap & Trade en Argentina

“De todos modos, la vigencia de la Ley N° 27191 no es la única solución integral, pero es el marco regulatorio exitoso que prohijó el desarrollo y crecimiento del sector; aunque aún hay otros problemas vinculados con la ampliación del transporte eléctrico, los PPA y lo finito que es el MATER”, apuntó Ruiz Moreno. 

“Hay muchas empresas en el MATER pero hay que ampliar la demanda. Eso se hace por ejemplo a través de la liberación de los GUDI de la distribución, de las compras conjuntas, y brindar la posibilidad que compren o traccionen la demanda en forma directa sin el condicionante de que si salen no pueden volver hasta dentro de cinco años”, subrayó. 

Y es preciso recordar que en mayo del 2022 la Secretaría de Energía habilitó a las distribuidoras a participar del MATER para abastecer a los GUDI , pero hasta el momento no hubo avances en la materia y por tanto no se abrió esa demanda de nuevos contratos renovables.

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Guatemala capta el interés de China para impulsar una mayor integración de renovables con tecnología de punta

Guatemala sigue consolidando su camino hacia la transición energética, y su reciente participación en la Exposición Internacional de Energía Digital 2024, celebrada en China del 8 al 11 de septiembre, ha fortalecido la relación con el gigante asiático en pos de atraer lo último en tecnología para prepararse a una mayor incorporación de energías renovables.

Tras su viaje, Silvia Alvarado de Córdoba, presidente de la Junta Directiva del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), destacó la importancia de este evento para el sector energético guatemalteco, particularmente por el interés mostrado por las empresas y gobierno chinos en proyectos locales.

La invitación a este evento, gestionada por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y su secretario ejecutivo, Andrés Rebolledo, permitió que la referente del AMM de Guatemala se uniera a una delegación de países latinoamericanos para conocer de primera mano los avances tecnológicos en el ámbito. «El objetivo fue exhibir tecnologías de vanguardia y logros en el campo global de la energía digital», comentó Alvarado.

Una de las áreas que más impresionó a la delegada guatemalteca fue la oferta tecnológica china en almacenamiento y fotovoltaica. «Casi todas las empresas chinas de tecnología fotovoltaica y almacenamiento estuvieron presentes. Fue impresionante ver su capacidad de innovación», comentó Alvarado. Este nivel de innovación ofrece un claro ejemplo del liderazgo chino en estas áreas, que Guatemala buscaría aprovechar para su propio desarrollo.

Ahora bien, Guatemala también habría compartido su expertise ante los anfitriones. Según comentó la presidente de la Junta Directiva del AMM, durante el segundo día del evento se incluyó un Foro Latinoamericano donde tuvo oportunidad de exponer e intercambiar visiones con autoridades y empresas chinas. Durante las sesiones, realizó una presentación titulada: «Integración de Tecnologías Renovables en Guatemala, actualización normativa incluyendo almacenamiento y otras medidas para mitigar la variabilidad», donde pudo comentar la estrategia del país para la diversificación de la matriz energética, destacando el rol de las energías renovables y el almacenamiento energético.

«Hablé sobre cómo Guatemala comenzó a diversificar su matriz con las primeras licitaciones PEG y cómo estamos incorporando más energía solar, además de explorar otros recursos como el viento y la geotermia», explicó la presidenta del AMM.

Uno de los aspectos más importantes para Guatemala en este proceso es la integración de tecnologías que mitiguen la variabilidad de las fuentes renovables, como el almacenamiento de energía. «Nuestro interés en estar allí fue precisamente para aprender más sobre almacenamiento. Ya hemos avanzado en el marco normativo para la generación híbrida autónoma, y estamos trabajando para dar un paso más con tecnología stand alone», anticipó Alvarado.

Además de las presentaciones y foros, la delegación latinoamericana tuvo la oportunidad de visitar las instalaciones de Huawei, una de las principales empresas chinas que ha ganado mercado en el segmento de inversores fotovoltaicos y almacenamiento. Al respecto, Alvarado comentó:

“Funcionarios de Huawei, quienes ya tienen presencia en Centroamérica, mostraron un gran interés en los proyectos guatemaltecos de almacenamiento de energía. De hecho, atendieron a varios desarrolladores interesados en colaborar con Guatemala y otros países presentes como Honduras que anunció una licitación recientemente”.

El evento no solo sirvió para compartir experiencias y lecciones aprendidas en el sector eléctrico, sino para sentar las bases de posibles vínculos comerciales relacionados a energías renovables y almacenamiento.

“Las tecnologías que vimos son muy competitivas. Todos los países presentes compartimos el interés de atraer estas soluciones de vanguardia para acelerar la transición energética en nuestra región”, concluyó Silvia Alvarado de Córdoba, presidente de la Junta Directiva del Administrador del Mercado Mayorista (AMM).

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CONADECUS propone mayor apertura al mercado libre y licitación de nuevos bloques de suministro en Chile

La Corporación Nacional de Consumidores y Usuarios (CONADECUS) de Chile abordó el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico (presentado por el Ministerio de Energía a fines de agosto) y planteó una serie de cambios con el objetivo de buscar otros mecanismos para que se puedan rebajar las tarifas. 

Entre las principales propuestas se destacan la reducción de la rebaja de límite de potencia para que más clientes accedan al mercado libre y la realización de nuevas licitaciones de suministro a corto plazo a fin de garantizar valores más competitivos al capturar el precio de las energías renovables. 

“Es indispensable eliminar las actuales barreras para ser consumidores libres, por lo que proponemos bajar el umbral actual de 500 kW a 0 kW, pero también que se mantenga un plan regulado para aquellos usuarios que no deseen ser clientes libres”, señaló Oscar Cabello, asesor de CONADECUS, durante una mesa técnica sobre las tarifas eléctricas. 

“Pero en caso que el Tribunal de Libre Competencia decida bajar el umbral sólo a 300 kW, o si decidiera mantenerlo en 500 kW, es fundamental que se reconozca el derecho de los consumidores y de las pequeñas y medianas empresas a agrupar sus demandas de energía hasta alcanzar el umbral que corresponda, de modo de lograr mejores tarifas con los generadores o comercializadores”, agregó. 

Hoy en día la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) actualmente establece el umbral en los 500 kW, pero hay una iniciativa plasmada por diferentes asociaciones del sector energético que busca disminuir ese límite hasta los 300 kW.

Tal es así que meses atrás el TDLC recibió cerca de 20 observaciones sobre la baja de potencia para optar al mercado libre, entre ellas de parte de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y varias entidades vinculadas a usuarios, comercializadores y generadores de energía que remarcaron la importancia de que más usuarios opten por el acceso a más renovables y mejores precios, además que esa transición sería paulatina y no movería la aguja en el sistema.

Por otro lado, es indispensable que la CNE o las distribuidoras inicien un proceso de revisión de los contratos de generación más antiguos, ya que muchos de ellos son bastantes caros porque se dieron en circunstancias muy distintas a las actuales. Proceso que se podría abordar mediante una remuneración directa con las grandes generadoras”, indicó Cabello. 

“Como medida complementaria, la Comisión Nacional de Energía debería licitar nuevos bloques de suministro que se implementen a la brevedad posible y no en cinco años más, mediante un proceso competitivo y no discriminatorio que permita cualquier tecnología y no sólo los PMGD para abastecer a las PyMEs”, aclaró.  

Y cabe recordar que la CNE recientemente informó que para el período 2025 – 2026 no se requerirán nuevas licitaciones de corto plazo, dado que los excedentes energéticos superan los déficits, pero sí la haber subastas de esta índole para el bienio 2027 – 2028, a efectos de contar con una holgura de contratación suficiente para enfrentar un eventual incremento no esperado de la demanda. 

Mientras que a partir del año 2029 en adelante resultará necesarias nuevas convocatorias, dado que el excedente de energía no alcanzaría para cubrir el déficit previsto, según el último informe preliminar sobre las licitaciones de suministro eléctrico para satisfacer el consumo de los clientes regulados. 

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Tongwei ha firmado un acuerdo marco de 100 MW con Solarever Group para energía fotovoltaica distribuida en México

Durante la feria Intersolar Mexico, Tongwei firmó un acuerdo marco anual para módulos de alta eficiencia de 100 MW con Solarever Group de México, con el objetivo de impulsar conjuntamente una nueva era de generación de energía fotovoltaica distribuida en México.

El Director de Tecnología de Solarever Group, Qu Zongtao, y el Responsable de la región de América en el Departamento Comercial de módulo fotovoltaico de Tongwei, Jason Ji, representaron a sus respectivas empresas en la firma del acuerdo. Yi Wenbo, Gerente General del Departamento de Negocios Fotovoltaicos de Solarever Group, estuvo presente en la ceremonia como testigo de firma.

Solarever Group, como una empresa local de nuevas energías en la región latinoamericana, se dedica a la venta y servicio de módulos solares. Además, posee su propia marca de automóviles de nueva energía, dispositivos de almacenamiento de energía y estaciones de carga de nueva energía.

Actualmente, su influencia en el mercado se ha extendido a áreas como México y Estados Unidos, y está comprometido a convertirse en el proveedor líder de soluciones energéticas inteligentes de nueva energía en las Américas.

Yi Wenbo, Gerente General del Departamento de Negocios Fotovoltaicos de Solarever Group, expresó: «Como testigo y participante en el desarrollo de las nuevas energías en México, Solarever ha sido testigo de las transformaciones del mercado fotovoltaico mexicano.

Siendo una empresa nacional mexicana, aspiramos a colaborar estrechamente con Tongwei para marcar el comienzo de una nueva era de energía fotovoltaica distribuida en México».

Jason Ji, Responsable de la región de América para la comercialización de módulos del Departamento de Comercio Fotovoltaico de Tongwei, comentó: «Estamos encantados de colaborar con Solarever Group para demostrar plenamente las ventajas de la cadena industrial integrada de Tongwei. Esperamos explorar más posibilidades dentro del mercado fotovoltaico mexicano utilizando módulos de alta eficiencia y tecnología avanzada, para que la fabricación ‘inteligente’ de Tongwei llegue a miles de hogares».

A medida que la demanda mundial de energía renovable sigue aumentando, la colaboración entre Tongwei y Solarever Group proporcionará valiosa experiencia y ejemplos para otros países y regiones en la promoción de la transformación hacia la energía verde.

A través del intercambio de recursos y la complementación de sus ventajas, ambas partes contribuirán conjuntamente al desarrollo de energía sostenible en México y en toda la región de América Latina, iluminando el brillante futuro energético de México.

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DAS Solar y Smartsun completan un proyecto solar de 82 MW en Grecia

DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica de tipo N, y Smartsun, una de las principales empresas griegas especializada en el diseño y la construcción de proyectos de energía solar, han completado con éxito parques solares en el norte de Grecia con una capacidad total de 82 MW. Los proyectos utilizan 136.000 módulos TOPCon rectangulares de tipo N de última generación de DAS Solar, diseñados para lograr la máxima eficiencia y durabilidad en instalaciones solares de servicios públicos.

Gracias a la abundancia de luz solar, la energía solar representa actualmente aproximadamente el 18,4% de la generación eléctrica de Grecia, lo que la convierte en el país europeo con la mayor proporción de energía solar en su matriz energética. En los últimos años, Grecia ha promovido activamente la tecnología fotovoltaica, convirtiendo la energía solar en un factor fundamental en los esfuerzos del país por acelerar su transición a energías limpias. Según las instituciones de investigación, Grecia añadió 1,59 GW de nueva capacidad fotovoltaica solo en 2023, lo que supone un nuevo récord anual.

El proyecto, que utiliza módulos rectangulares tipo N de DAS Solar, marca otro hito en la expansión solar de la empresa. Con dimensiones estandarizadas, los módulos sientan una base sólida para la colaboración ascendente y descendente dentro de la cadena de suministro. Gracias a las ventajas en eficiencia, potencia de salida, fabricación, transporte y procesos de producción, reducen eficazmente los costos de balance de suministro y el costo nivelado de la energía, lo que garantiza una generación de energía confiable y retornos estables durante todo el ciclo de vida.

Dimitris Nikolaidis, fundador y director general de Smartsun, expresa su sincero agradecimiento por la exitosa colaboración. Destaca la entrega puntual e impecable de módulos de alto rendimiento y de última generación, incluso en medio de importantes desafíos en la cadena de suministro global. Este logro demuestra la solidez de la asociación entre las dos partes, demostrando su capacidad para superar obstáculos y ofrecer resultados excepcionales.

George Demenagas, director de ventas de DAS Solar en los Balcanes Sur, elogia la profesionalidad y la capacidad de respuesta de Smartsun en todas las fases. Destaca la importancia estratégica de Grecia como punto focal para la expansión de DAS Solar en el mercado europeo. Demenagas también subraya el papel pionero de DAS Solar en el desarrollo de la tecnología TOPCon de tipo N. En los últimos ocho meses, la empresa ha establecido el récord mundial de eficiencia de conversión de células TOPCon de gran superficie por tercera vez consecutiva. La célula alcanza una impresionante eficiencia de producción en masa de hasta el 26,6% y una tensión de circuito abierto de 742 mV. Este notable logro indica el liderazgo de DAS Solar en innovación tecnológica, ya que sus módulos, alimentados por células solares TOPCon 4.0 Plus, alcanzan una eficiencia de producción en masa de hasta el 26,55%.

Como fabricante de módulos de nivel 1 de BNEF y una de las principales marcas fotovoltaicas de Grecia certificadas por EUPD, DAS Solar es un proveedor de soluciones perfecto para el maduro mercado griego. La última asociación suma su ventaja local y marca un avance en su presencia en Europa, al tiempo que impulsa los objetivos de neutralidad de carbono del país con energía limpia para miles de hogares. La colaboración entre DAS Solar y Smartsun simboliza una visión compartida de un futuro impulsado por la energía verde, donde la innovación y la dedicación trabajan de la mano para superar los desafíos y aprovechar las oportunidades.

El proyecto en Grecia es solo el comienzo del mayor impacto que DAS Solar seguirá teniendo en la configuración del futuro energético. De cara al futuro, DAS Solar mantiene su firme compromiso de ampliar su presencia en Europa y más allá. Al seguir ampliando los límites de la I+D tecnológica y fomentando las asociaciones estratégicas, la empresa está preparada para facilitar la transición global hacia un mundo más sostenible.

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Naturgy Argentina presenta sus Informes de Sostenibilidad 2023

Naturgy, empresa líder en el sector energético argentino, marca un hito en transparencia y compromiso con la gestión sostenible al presentar simultáneamente los tres Informes de Sostenibilidad correspondientes a 2023 de Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan.

Cabe destacar que Naturgy BAN celebra la vigésima edición de su Informe de Sostenibilidad. Desde 2004, hemos sido pioneros en el sector energético argentino en la rendición de cuentas ASG.

La elaboración del informe ha evolucionado constantemente para alinearse con los más altos estándares internacionales de reporting. Estos logros fueron reconocidos con varios premios como el Premio DIRCOMS 2023 y reconocimientos de BritCham Argentina y el Foro Ecuménico Social.

Gerardo Gómez, Country Manager de Naturgy Argentina, expresó: “Cumplir 20 años desarrollando el Informe de Sostenibilidad de Naturgy BAN es motivo de orgullo. Somos pioneros en la rendición de cuentas en el sector energético. Fortalecimos este compromiso año tras año porque la sostenibilidad es parte de nuestro ADN y seguiremos trabajando en esta senda”.

Acompañando este hito, Naturgy presenta la tercera edición del Informe de Sostenibilidad de Naturgy NOA y, por primera vez, el Informe de Sostenibilidad de Naturgy San Juan, demostrando el compromiso de la compañía por extender sus prácticas de transparencia y gestión sostenible a todas sus operaciones en Argentina.

Verónica Argañaraz, directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina, enfatizó: “la elaboración de estos informes no sólo son un ejercicio de rendición de cuentas, sino una oportunidad para fortalecer el diálogo con nuestros grupos de interés. La sostenibilidad es un pilar fundamental en nuestra estrategia empresarial“.

Logros destacados

Naturgy BAN:

Integridad: 80.2% del personal capacitado en políticas y procedimientos de derechos humanos.

Acceso a la energía: fortalecimiento de la colaboración con Santander Consumer para ampliar el acceso a servicios financieros, permitiendo a clientes residenciales solventar costos de adecuación de instalaciones de gas.

Proveedores sostenibles: avances en el Programa Proveedores Sostenibles, incorporando tres pymes invitadas por Naturgy.

Foco en género: alianza con la Fundación Flor para empoderar mujeres emprendedoras y colaboración con Fundación Global para promover liderazgo femenino en el Barrio Padre Carlos Múgica.

Empresa familiarmente responsable: obtención de la certificación de empresa familiarmente responsable.

Naturgy NOA:

Integridad: 100% de empleados, incluyendo directivos, informados sobre políticas y procedimientos anticorrupción.

Seguridad y salud: capacitación a 514 responsables de empresas y municipios en Prevención de Daños, firmando 12 convenios de colaboración y avanzando con otros 8.

Reforestación: aporte de 1.000 árboles nativos para reforestar 40 hectáreas en el Parque Sierra de San Javier, Tucumán, capturando 1.880 toneladas de CO2 y preservando el equilibrio ecológico.

Taller de oficio para poblaciones indígenas: patrocinio de un taller de repostería para mujeres y jóvenes de la comunidad guaraní de Yacuy, Salta, con 39 adultas y 25 jóvenes participantes.

Clima laboral: fortalecimiento de la comunicación interna y evaluación del clima laboral mediante la herramienta HappyForce, reflejado en indicadores como el NPS.

Naturgy SJ:

Integridad: comunicación formal de la Política de Compliance a sindicatos e inclusión en todos los contratos de la empresa.

Seguridad y salud: respaldo de actividades con Políticas de Seguridad. Capacitación a 166 empleados en 39 sesiones de formación durante 2023.

Capacitaciones ambientales: elaboración de documento “Recomendaciones Generales y Beneficios para Consumos Residenciales” como parte del Programa de Uso Racional de la Energía, según Resolución EPRE N° 090/2016.

Clima laboral: celebración del Yellow Day con refrigerio y taller online sobre felicidad en el trabajo y herramientas personales para bienestar laboral. Participación de 100 asistentes.

Al expandir su alcance de reporting a todas sus operaciones en el país, la compañía reafirma su liderazgo en materia de transparencia y gestión sostenible en el sector energético, y también establece un nuevo estándar para la industria. Este triple compromiso con la rendición de cuentas refleja la visión integral de Naturgy hacia un futuro energético más limpio, eficiente y equitativo para toda la sociedad argentina.

Acerca de Naturgy

Es una compañía multinacional líder en el sector energético y pionera en la integración del gas y la electricidad en Latinoamérica y España con presencia en más de 20 países. Naturgy Argentina, es accionista mayoritario de las empresas Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan.

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Energía: Balanza positiva de U$S 3.157 MM hasta agosto

En agosto último la balanza comercial energética registró un superávit de 313 millones de dólares, lo que acumula 3.157 millones en los primeros 8 meses del año, destacó por X el Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo.

El mes pasado, además, las exportaciones crecieron un 8,9 % mientras que las importaciones cayeron un 29,4 por ciento, añadió.

“La balanza comercial energética sigue arrojando resultados positivos para el país. Para tomar dimensión de todo el trabajo realizado, miremos dónde estábamos en agosto de 2023”, graficó el funcionario, recordando que en el mismo período del año pasado la balanza registraba un saldo negativo que rondaba los 1.000 millones de dólares. En el último trimestre del año presentaba un resultado de casi equilibrio.

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Incidente controlado en una prueba hidráulica del GN

La UTE Techint-Sacde, a cargo de una parte de las obras de reversión del Gasoducto Norte, detalló y precisó aspectos referidos a un incidente ocurrido al realizar las pruebas técnicas contempladas durante el tendido de la cañería.

“Durante la ejecución de una de las pruebas hidráulicas de rutina en una tubería, en la planta de La Carlota, se produjo una falla en uno de los codos, al momento de someterlo a la presión de prueba según indica la norma”, se expresó.

“La línea involucrada compone una parte constructiva secundaria de las instalaciones asociadas al proyecto, que formará parte de una funcionalidad adicional de las obras. La misma tiene una fecha programada de entrega del 10 de diciembre de este año, y no está asociada ni compromete la habilitación para el ingreso de gas y transporte por el Gasoducto de Integración Federal, que ya se encuentra constructivamente garantizada y entregada”, puntualizó la UTE.

Y se describió que “Las pruebas hidráulicas son procesos seguros, que forman parte de la construcción de un ducto y que se realizan de manera controlada, justamente para garantizar la integridad de los materiales y detectar de manera anticipada a la operación posibles fallos”.

“Los estrictos procedimientos de seguridad aplicables a esos ensayos se verificaron en cumplimiento, por lo que no se encontraba personal en la cercanía del elemento que registró el fallo”, se indicó.

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AES Argentina presentó su primer Reporte de Sostenibilidad

AES Argentina, empresa líder en generación de energía eléctrica con más de 30 años de presencia en el país, presentó su “Reporte de Sostenibilidad 2023”. El reporte refleja el progreso continuo de la compañía en su misión de construir un futuro más sostenible”, destacaron desde la compañía a través de un comunicado.  

Entre los puntos más destacados se encuentran los esfuerzos de AES Argentina por reducir su huella de carbono, promover prácticas laborales justas y seguras, y consolidar su papel como un agente clave en la transformación del sector energético, precisaron.

«Nuestro viaje hacia la sostenibilidad ha sido un proceso constante de aprendizaje y evolución. Desde la reducción de nuestras emisiones hasta la implementación de prácticas laborales que priorizan la seguridad y el bienestar de nuestros colaboradores, cada acción nos acerca a nuestro objetivo de contribuir de manera significativa al desarrollo sostenible del país», destacó Martín Genesio; presidente & CEO de AES Argentina.

Resultados

Entre los principales hitos de 2023 logrados por la compañía se destaca que en la actualidad cuenta con 3.001 MW potencia instalada de los cuales el 47% proviene de fuente renovable. Además, alcanzó un 7% de participación en el mercado eléctrico argentino y posee 780 MW en proyectos renovables en desarrollo.

A su vez, la firma logró que el 28% de los residuos generados fueran reciclados. En 2023, generó 5.976.670 MWh de energía (53% renovable) y vendió 5.627.260.

AES obtuvo una tasa total de incidentes registrables (TRIR) del 0,67. Logró 9.692 horas de capacitación (26 hs. por persona) y $ 56.100.000 de inversión total.

Como una de las principales generadoras de energía eléctrica en Argentina, AES reconoce su rol esencial en la transición hacia un futuro energético más limpio y eficiente. La empresa reafirma su compromiso de alcanzar operaciones con cero emisiones de CO2 para 2050, cumpliendo con los más altos estándares de calidad y eficiencia, sin perder de vista la seguridad de sus colaboradores y de las comunidades donde opera.

El reporte está disponible en el sitio web oficial de AES Argentina.

 

, Redaccion EconoJournal

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MSU Green Energy lanzó sus programas de Jóvenes Profesionales y de pasantías

MSU Green Energy, la unidad de negocios de energías renovables del Grupo MSU, anunció el lanzamiento de sus programas de Jóvenes Profesionales y de pasantías, diseñados para ofrecer oportunidades de aprendizaje y desarrollo profesional a estudiantes y recién graduados. “Ambos programas representan un firme compromiso de MSU Green Energy con el fomento del talento joven y la preparación de futuros líderes en la industria energética”, destacaron desde la compañía.

Las pasantías proporcionarán a los participantes una experiencia práctica en la que podrán aplicar sus conocimientos académicos en un entorno real de trabajo y colaborar estrechamente con profesionales experimentados.

Detalles clave del programa

Duración: seis meses con posibilidad de extensión de seis meses más

Beneficios: Oportunidades de mentoría, desarrollo de habilidades técnicas y blandas, participación en proyectos estratégicos, y más.

Requisitos de Elegibilidad: Estudiantes avanzados de los últimos dos años de la carrera, conocimientos de herramientas informáticas e inglés avanzado y deben ser alumnos regulares.

El Programa de Jóvenes Profesionales no solo busca nutrir el talento emergente, sino también proporcionar una plataforma donde los participantes puedan desarrollar habilidades técnicas y de liderazgo que los prepararán para enfrentar los desafíos del futuro, según detallaron.

El programa

El programa está dirigido a graduados recientes y jóvenes talentosos interesados en hacer una diferencia significativa en el sector de la energía verde. A través de mentorías personalizadas, formación especializada y la participación en proyectos estratégicos, los participantes tendrán la oportunidad de crecer profesionalmente mientras colaboran con líderes y expertos en la industria.

“En MSU Green Energy, estamos convencidos de que el futuro y el crecimiento de nuestra compañía depende en gran medida de la creación de nuevas oportunidades de desarrollo para el talento joven” comentó Nazareno del Castillo, gerente de Capital Humano.

“Estos programas no solo potenciarán nuestra capacidad de innovación, sino que también brindarán nuevas oportunidades de formación y crecimiento a jóvenes profesionales” mencionó el ejecutivo.

El proceso de aplicación para ambos programas estará abierto a partir de septiembre de este año. Para más información sobre cómo aplicar, los interesados pueden visitar nuestra página web en msugreenenergy.com.

, Redaccion EconoJournal

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AES Argentina presentó su primer Reporte de Sostenibilidad

AES Argentina, empresa líder en generación de energía eléctrica con más de 30 años de presencia en el país, presentó su “Reporte de Sostenibilidad 2023”.

El reporte refleja el progreso de la compañía en su misión de construir un futuro más sostenible. Entre los puntos más destacados se encuentran los esfuerzos de AES Argentina por reducir su huella de carbono, promover prácticas laborales justas y seguras, y consolidar su papel como un agente clave en la transformación del sector energético.

“Martín Genesio; Presidente & CEO de AES Argentina, expresó que “Nuestro viaje hacia la sostenibilidad ha sido un proceso constante de aprendizaje y evolución. Desde la reducción de nuestras emisiones hasta la implementación de prácticas laborales que priorizan la seguridad y el bienestar de nuestros colaboradores, cada acción nos acerca a nuestro objetivo de contribuir de manera significativa al desarrollo sostenible del país”.

Como una de las principales generadoras de energía eléctrica en Argentina, AES reconoce su rol esencial en la transición hacia un futuro energético más limpio y eficiente. La empresa reafirma su compromiso de alcanzar operaciones con cero emisiones de CO2 para 2050, cumpliendo con los más altos estándares de calidad y eficiencia, sin perder de vista la seguridad de sus colaboradores y de las comunidades donde opera.

El reporte está disponible en el sitio web oficial de AES Argentina: www1.aesargentina.com.ar/sites/aesargentina/files/2024-09/AES-Argentina-Sustainability-Report-2023-ESP.pdf

Acerca de AES Argentina

La empresa está presente en el país desde 1993 y es uno de los principales inversores en negocios de largo plazo del sector eléctrico nacional. Para llevar adelante sus actividades, opera 10 plantas de generación ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan.

En 2020, la empresa inauguró dos parques eólicos de última generación que ya están entregando energía verde, limpia y eficiente al sistema. El primero, Vientos Bonaerenses (ubicado en Tres Picos, Bs. As.) y el segundo; Vientos Neuquinos, siendo este el primero, y por ahora único, parque eólico de la provincia de Neuquén.

Las centrales generadoras que AES opera en el país son: Cabra Corral, El Tunal, Termoandes, Ullum, Sarmiento, Alicura, Paraná, Central Térmica San Nicolás, Vientos Bonaerenses y Vientos Neuquinos.

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El segundo paso transitorio para la reducción de los subsidios eléctricos

En la primera parte y congruentemente con el informe del presidente de La Nación en su presentación del presupuesto 2025, la libertad de contratación es el objetivo final entre la oferta y la demanda a voluntad de las partes. Con ese objetivo en un primer artículo se hizo una asignación transitoria (eficiencia asignativa) entre la oferta percibida por los generadores y los segmentos residenciales N1, N2, N3.  Todo inmerso en un programa donde se concluya en una eficiencia técnica de recursos técnicos para cada modalidad de consumo y la consecuente apropiación de costos por factor de uso.

Con la eficiencia asignativa propuesta, ya no hace falta discriminar tres precios estacionales para cada escalón, dado que lo que se recaudará en concepto de compra de generación para cada precio, está correlacionado con el total a pagar a los generadores oferentes y por lo tanto no se genera deuda.

Una vez realizado esto, el precio medio no residencial se verá incrementado. Sin embargo, mucha de la demanda no residencial se compra a través de CAMMESA al mercado spot horario por medio de la resolución SE 1281/06 y otra parte tiene contratos bajo el concepto de Energía Plus, el Mater y el cumplimiento del 20% de su demanda en cumplimiento de la Ley 27.191. Por lo tanto, el seudo incremento del precio medio para esta demanda no residencial se va atenuando.  Con la reversión del gasoducto norte y la disponibilidad de gas de Vaca Muerta, las necesidades de generación con gasoil disminuirán, según las simulaciones, en un 40 % respecto del año anterior, haciendo que el precio medio del sector no residencial se vea incrementado mínimamente.

Con el impacto de la reversión del Gasoducto y la disponibilidad de gas de Vaca Muerta para el sector no residencial se tendría:

Afectado por la contractualización parcial mencionada anteriormente la incidencia efectiva es del 6% de incremento para la demanda no residencial.

Para minimizar este impacto, la segunda etapa consiste en la obligación de contractualización de la curva de carga de la demanda no residencial al 100% estableciendo un plazo de 180 días corridos, para que se pueda entrar al próximo invierno con la demanda ya contractualizada.  Conforme a la matriz insumo-producto, la incidencia de la energía en los precios de bienes y servicios no supera el 18%. Para facilitar la confección de contratos, los generadores deberán abastecerse de su propio combustible para garantizar los contratos de abastecimiento que se firmen en forma proporcional a su nivel bajo modalidad contratada. El plazo de los nuevos contratos debe permitir asimismo la posibilidad de hacerlos de largo plazo y facilitar contratos PPA para generación nueva, con o sin RIGI, mediante la derogación del art. 9 de la resolución 95 de Secretaria de Energía de 2013 indiferenciando la fuente de energía. Es una buena estrategia para las empresas demandantes tener por lo menos un flujo de fondos estable de la misma manera que se permite la estabilidad fiscal y jurídica a las inversoras.

El esquema propuesto permitiría, por un lado, una inmediata reducción en el precio medio monómico para la demanda residencial y, por otro, estimularía la inversión privada en tecnología más eficiente, reduciendo gradualmente los costos de la provisión energética para toda la demanda, y estableciendo como norma de la Secretaría de Comercio, que cada banco o distribuidora o agente recaudador del servicio de prestación de energía eléctrica, actúe por cuenta y orden y reenvíen el importe correspondiente a CAMMESA al precio estacional y transporte, en forma automática en una cuenta recaudatoria a nominar.

(*) Ex funcionario de energía.

, Vicente Serra Marchese (*)

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Licitaciones: YPF firmó otro acuerdo y entregó un histórico pozo de petróleo de Neuquén

La compañía que lidera Horacio Marín firmó un nuevo convenio con la empresa Bentia Energy por los bloques Al Norte de la Dorsal, Octógono Fiscal y Dadin. YPF firmó un nuevo acuerdo por la cesión de las áreas que conforman el Cluster Neuquén Sur y ya sumó 25 áreas convencionales de hidrocarburos entregadas de un total de 55 contempladas en el Proyecto Andes. Según informó la compañía que lidera Horacio Marín, el nuevo convenio se suscribió con la empresa Bentia Energy, por los bloques Al Norte de la Dorsal, Octógono Fiscal y Dadin. El cluster completo tiene una producción estimada […]

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Inversiones: Insud invierte u$s 100 millones para construir una planta de biomasa

El holding empresario de Hugo Sigman y Silvia Gold construye, a través de la empresa Fresa, una segunda planta de biomasa forestal en la localidad de Gobernador Virasoro. La empresa Fuentes Renovables de Energía Sociedad Anónima (Fresa), que forma parte del grupo empresario Insud, invertirá u$s 100 millones para la construcción de una nueva planta de generación de energía eléctrica renovable a partir de biomasa forestal, en la localidad correntina de Gobernador Virasoro. La inversión permitirá duplicar la actual capacidad de 40 Mw de generación con una segunda planta gemela, en un predio de 15 hectáreas, lo que consolidará al […]

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Conflicto mapuche en Vaca Muerta: Figueroa le baja el tono a la disputa con Bullrich por el envío de 300 gendarmes a Vaca Muerta

Tras el conflicto mapuche, Figueroa pidió a Nación respetar la potestad provincial.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, se refirió en la mañana del miércoles a los dichos de la ministra de Seguridad, Patricia Bullrich, quien en el almuerzo de Club de Petróleo de ayer había anunciado el envío de 300 gendarmes a Vaca Muerta para desactivar una protesta mapuche y sostuvo que “no fue lo que dijo”.

Con el conflicto ya disuelto, el mandatario neuquino le bajó el tono a las declaraciones que la misma ministra había hecho frente a empresarios petroleros y afirmó en una rueda de prensa que “lo fundamental en cada una de las provincias es la territorialidad, el diálogo y respetar las potestades provinciales. Dentro de ese marco, todo”.

El lunes la Confederación Mapuche de Neuquén había iniciado un bloqueo que impedía el ingreso a las plantas de tratamiento de residuos peligrosos Comarsa, Treater, Indarsa, SAN y Ecopolo. Tras más de 48 horas de protesta y con la orden de desalojo firmada por la Justicia, el ministro de Gobierno, Eugenio Tobares, convocó a los mapuches y acordó el reconocimiento legal de cuatro comunidades que viven en zonas cercanas a Vaca Muerta como Sauzal Bonito, El Chañar o Cutral Co junto con el relevamiento territorial de otras.

El mismo día, Bullrich se había referido al conflicto durante el almuerzo del Club del Petróleo y había dicho que ante la falta de resolución enviaría a las fuerzas nacionales: “Estamos hablando con el gobernador y nos dice ‘denme media hora más, quince minutos más’ y así hace dos días. Así que dije basta, le mando a Gendarmería y se terminó”.

Durante el evento, la ministra de Seguridad contó los planes que tiene acerca del reciente creado Comando Unificado de Seguridad Productiva, un grupo de fuerzas especiales que apunta a evitar cualquier tipo de protesta en Vaca Muerta, en zonas portuarias o mineras.

El plan de Bullrich

Bullrich pidió a los empresarios un lugar para alojar a los gendarmes en Vaca Muerta.

“Conozco muy buen las consecuencias de actuar en Vaca Muerta”, afirmó frente a los empresarios y luego detalló que el plan incluye el armado de un destacamento de Gendarmería en Fernández Oro, Río Negro, con 300 gendarmes y un sub destacamento en Añelo “para evitar lo que está sucediendo”.

En este sentido, Bullrich pidió al empresariado ayuda para recibir a 300 gendarmes y les dijo que “necesito un lugar donde puedan estar y una buena manera de colaborar sería encontrar donde puedan instalarse. Sé que hay departamentos de lujo, no les estoy pidiendo eso, pero sí un lugar para instalar esa cantidad de gendarmes de manera definitiva”.

En el mismo discurso, la titular de la cartera de Seguridad continuó dando detalles del accionar previsto para el Comando, que fue anunciado en el Boletín Oficial a través de la Resolución 893/24 y que apuntaría a evitar también conflictos sindicales en los puertos. “Hemos tomado el toro por las astas en los problemas más serios que tiene la Argentina”, concluyó.

Reacción provincial

Tras los dichos de la ministra Bullrich, Figueroa afirmó esta mañana que se mantuvo en conversación por el conflicto mapuche. Recalcó que cualquier acción debe respetar las autonomías provinciales y, por último, afirmó sobre el envío de gendarmes que “no fue lo que dijo”.  

Desde el ministerio de Seguridad de Neuquén habían expresado ayer que cualquier intento de imponer el accionar del Comando antibloqueos de Bullrich sería atentar contra la autonomía provincial. “No corresponde y no es de su competencia”, expresaron a este medio.

, Laura Hevia

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Vaca Muerta: Chevron busca ampliar la longitud de sus perforaciones horizontales en la formación

Chevron Corp. está ampliando los límites de la tecnología de perforación en la Formación Vaca Muerta, con planes de extender la longitud de sus pozos horizontales más allá del promedio actual de 2,78 millas. Este ambicioso objetivo, detallado por Jim Navratil, gerente general de upstream de Chevron en Argentina, fue expositor en el evento “Shale en Argentina” en Houston. La perforación lateral actual de Chevron, que alcanza hasta 14,700 pies, supera los logros de otros jugadores de la industria como Tecpetrol, que ha incrementado su perforación lateral de 5,000 pies en 2017 a 11,500 pies este año. Las operaciones de […]

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Empresas: Marcelo Mindlin habló de todo un poco

El presidente de Pampa Energía inauguró en Bahía Blanca el sexto parque eólico de la compañía y aprovechó para dialogar con la prensa. Pampa Energía inauguró su sexto parque eólico de 31 aerogeneradores y una inversión de u$s260 millones El Gobierno espera inversiones por u$s30.000 millones en el sector energético durante los próximos dos años Marcelo Mindlin ratificó el proyecto de TGS para incrementar el transporte de gas en 14 millones de metros cúbicos diarios. Nosotros podemos dar el puntapie inicial, pero necesitamos que el Gobierno levante el guante y haga la licitación, afirmó. Marcelo Mindlin ratificó el proyecto de […]

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Minería: El área del Gobierno que quieren certificar «ISO 9001»

La Dirección de Protección Ambiental, dependiente del Ministerio de Energía y Ambiente de la provincia de Mendoza, busca eficientizar procesos y procedimientos, para lo cual se buscará estandarizarlos y mejorar la gestión de los controles ambientales en distintas áreas, como minería e hidrocarburos, entre otras. Para esto, desde dicha dirección se contratará a una empresa consultora, especialista en Normas ISO, con el fin de certificar a la DPA en las normas ISO 9001. Las Normas ISO son un conjunto de estándares reconocidos internacionalmente que fueron creados por la Organización Internacional de Estandarización (ISO) con el objetivo de garantizar que las […]

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Offshore: “Mar del Plata se ubica como una de las ciudades con más potencial para la industria”

El Gobierno Nacional aprobó la exploración de los bloques CAN 107 y 109 por parte de Shell, a casi 200 km de la costa de «La Feliz». Según reveló el CEO de la empresa de capitales británicos, en diciembre de este año comenzarán los trabajos. La política marplatense celebró la continuidad de la exploración en el Mar Argentino. Tras el revés del pozo “seco” del Argerich 1 en el bloque CAN 100, se activaron otras iniciativas en la Cuenca Argentina Norte. El Gobierno Nacional autorizó a Shell y Qatar Petroleum a avanzar en la búsqueda de hidrocarburos en los bloques […]

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Inversiones: Renault invertirá US$ 350 millones en su planta de Santa Isabel para fabricar pick-ups

El 70% de lo producido será destinado a la exportación. Condiciona más desembolso de inversión a la posibilidad de entrar al RIGI. La empresa Renault Argentina anunció hoy que invertirá US$ 350 millones en su planta de Santa Isabel, Córdoba, para la producción de una pick-up. Además se encuentra en conversaciones con Economía para ingresar el proyecto en el marco del RIGI lo que significaría una inyección mayor de capital asociado a la opción híbrida del modelo. El 70% de las unidades producidas estarán destinadas a la exportación, informó la empresa a través de un comunicado. El anuncio fue realizado […]

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Actualidad: En un paso hacia el combustible solar, una instalación de fotosíntesis artificial sostenible combina dos carbonos

Un paso importante hacia el reciclaje de CO2 Los átomos de carbono deben unirse para producir combustibles sostenibles, y un sistema de fotosíntesis artificial desarrollado en la Universidad de Michigan puede combinar dos de ellos en hidrocarburos con una eficiencia notable en el campo. Este sistema produce etileno con una eficiencia, rendimiento y longevidad comparables a otros sistemas de fotosíntesis artificiales. El etileno es un hidrocarburo comúnmente utilizado en los plásticos, por lo que un uso directo de este sistema es recolectar dióxido de carbono que de otro modo se liberaría a la atmósfera para fabricar plásticos. “La eficiencia, o […]

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Economía: Para rebalancear su porfolio de activos, CGC evalúa desprenderse de su participación en TGN

La compañía de energía de Corporación América podría desprenderse de su participación Gasinvest, la sociedad controlante de Transportadora de Gas del Norte (TGN), con el objetivo de potenciar otros proyectos de desarrollo que tiene en carpeta la empresa que preside Hugo Eurnekian. Aún no hay definiciones sobre qué empresas podrían tener interés en el activo. Compañía General de Combustibles (CGC), brazo energético de Corporación América, se consolidó en los últimos años como uno de los principales productores de hidrocarburos del país. Tras quedarse con los activos de Petrobras en Santa Cruz a mediados de la década pasada, primero incrementó su […]

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Petróleo: Menos fondos para Comodoro Rivadavia

La localidad recibirá $250 millones menos al año por la modificación que el gobernador Ignacio Torres estableció en los porcentajes de distribución del denominado Bono de Compensación de los Hidrocarburos, que se distribuye a localidades y comunas de la provincia de la Comarca Senguer-San Jorge. La modificación se relaciona directamente, según se explica en la fundamentación del decreto 1294, en los números del censo 2022 en el que, si bien Comodoro mostró un crecimiento sostenido, según la estadística oficial no lo hizo de una manera que pudiera -al menos- sostener ese porcentaje de fondos petroleros. El pasado 11, el gobernador […]

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La transición hacia un sistema más eficiente requerirá invertir US$ 2400 millones anuales en distribución eléctrica en el país hasta el 2040

La transición hacia un sistema energético más limpio y eficiente en la Argentina requerirá US$ 2400 millones anuales en inversiones en el segmento de distribución eléctrica hasta el 2040. El dato surge de un flamante estudio regional encargado por la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) y presentado en un evento realizado en Buenos Aires junto a la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) y la Usina para el Desarrollo Energético Argentino (UDEA).

El evento contó con la presencia del subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, quien valoró estos espacios de discusión sobre el futuro de la distribución energética. “Argentina está en un momento de transición, con reformas clave en el sector energético para lograr la autosustentabilidad del sistema. Trabajamos junto al sector privado para garantizar que las nuevas normas sean efectivas”, afirmó el funcionario. «En Argentina no se estaba pasando el costo real de generación a los usuarios finales. Se están dando pasos importantes para recuperar eso», agregó.

A su turno, Horacio Nadra, vicepresidente de ADELAT y ADEERA, destacó la importancia de preparar a la
industria eléctrica argentina para enfrentar la transición energética. “Tenemos un puente que
cruzar desde nuestra situación actual, desde lo regulatorio
, la infraestructura y nuestras
instituciones sectoriales”, señaló.

El estudio utiliza un modelo de inversiones encargado por ADELAT a la consultora Grupo Mercados Energéticos y tiene como objetivo principal ofrecer una visión detallada de las necesidades de inversión en el segmento de distribución eléctrica de Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, Guatemala y Perú.

El evento contó con la presencia del subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo (ubicado en el centro).

Escenarios e inversiones

El estudio se construyó a partir de dos escenarios prospectivos para el año 2040: un escenario teórico de “transición efectiva”, que busca alcanzar niveles de electrificación similares a los propuestos por un estudio realizado para la Unión Europea para 2030, y un escenario de “transición parcial”, ajustada a las particularidades y limitaciones de la región. Cada escenario contempla diferentes niveles de progreso en once vectores, entre los que se encuentran la electrificación de nuevos usos y la electromovilidad.

Para el caso argentino, el estudio encuentra que en distribución se requieren inversiones anuales adicionales por US$ 1.600 millones para lograr una transición efectiva y por US$ 800 millones anuales para una transición parcial, de forma sostenida hasta el año 2040. Estas inversiones son adicionales al crecimiento tendencial de las inversiones por parte de las distribuidoras, estimadas en US$ 800 millones anuales en el escenario de transición efectiva y en US$ 600 millones anuales en el de transición parcial. Por lo tanto, en el escenario más ambicioso, las inversiones anuales (US$ 2400 millones) acumuladas al 2040 ascenderían a US$ 40.800 millones.

Si se toman en cuenta los siete países analizados, los resultados revelan que en el escenario de transición efectiva se requiere una inversión de US$ 289.000 millones adicionales a las que ocurrirían de mantenerse la tendencia reciente (US$ 143.000 millones), haciendo un total de US$ 431.000 millones para las distribuidoras de estos países, en una ventana de 17 años. Para el segundo caso, de transición parcial, las inversiones adicionales son de US$ 174.000 millones que, sumadas a los US$ 133.000 millones de carácter tendencial, hacen un total de US$ 307.000 millones.

Los escenarios fueron alimentados por datos suministrados por las empresas distribuidoras asociadas a ADELAT, una caracterización detallada de la situación actual en cada país, y proyecciones de demanda energética.

, Nicolás Deza

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FES presenta dos eventos virtuales gratuitos que analizarán el mercado solar fotovoltaico en Latinoamérica y Brasil

Future Energy Summit (FES) está próximo a realizar dos eventos virtuales que serán de gran interés para los actores del sector energético en Latinoamérica y Brasil. Estos encuentros se llevarán a cabo el miércoles 25 y jueves 26 de septiembre, y abordarán el estado actual del mercado de las energías renovables, las innovaciones tecnológicas y las oportunidades que se abren para los próximos años.

Inscripción gratuita: https://www.inscribirme.com/brazil-future-energy-virtual-summit 

La propuesta de FES es ofrecer un espacio de discusión con los principales referentes de la industria, quienes compartirán sus perspectivas sobre el futuro de la energía limpia en la región.

El primer evento, el miércoles 25 de septiembre, se centrará en Latinoamérica y comenzará a las 7:00 am MEX / 8:00 am COL / 15:00 pm ESP. La jornada iniciará con un panel titulado «Energía Solar en Latinoamérica: Nuevas tecnologías y oportunidades del sector». Participarán en este panel figuras clave como Oliver Quintero de Sungrow Latam, Itzel Rojas de Seraphim, Victoria Sandoval de JA Solar y Oscar Iván Urrea Riveros de Chint Colombia. Los expertos discutirán las tecnologías emergentes que están ofreciendo al mercado, detallando sus especificaciones y cómo estas soluciones están impulsando la transición energética en la región.

Un punto importante del debate será analizar cuáles son los países más atractivos en términos de avance en la transición energética, con especial énfasis en los casos de Colombia, Chile, México y Argentina.

Además, los panelistas explorarán el potencial del almacenamiento de energía en Colombia, así como las expectativas de crecimiento en Chile, México y Argentina, tres mercados clave para la energía solar.

También se analizarán las tendencias a corto y mediano plazo, proyectando hacia 2025 y discutiendo hacia dónde se dirige el mercado regional.

A continuación, a las 8:50 am, se desarrollará una entrevista destacada con Ricardo Garro Ruiz, Key Account Director de Huawei para Latinoamérica.

Durante la entrevista, Garro Ruiz ofrecerá un balance del mercado de 2024 en comparación con 2023, y compartirá sus expectativas para el cierre del año.

También se tratarán temas como las soluciones de almacenamiento, que ya están ganando terreno en Europa y Estados Unidos, pero cuya adopción en Latinoamérica aún presenta algunos desafíos, salvo en mercados como Chile.

Además, se evaluarán las perspectivas de crecimiento en mercados importantes de la región, con un enfoque en países como Argentina y México.

El segundo panel del día, que comenzará a las 9:00 am, se titulará «Tendencias en Energía Renovable: innovación y competitividad en Latinoamérica». Participarán Sergio Rodríguez de Solis, Omar Ávila de Runergy, Vandy Ferraz de Risen y Alejandro Martinez Pulido de DIPREM, quienes discutirán las tendencias que están percibiendo en el mercado renovable latinoamericano, así como las soluciones en las que sus empresas están trabajando para impulsar el crecimiento del sector.

Además, se abordarán los impactos que los precios de los paneles solares han tenido en la situación financiera de las empresas y qué proyecciones de precios se manejan actualmente.

Se hará un enfoque especial en los tipos de proyectos que avanzan con mayor rapidez en la región y en los perfiles profesionales más demandados para llevar adelante estos proyectos de manera exitosa.

El evento de FES se transmitirá gratuitamente a través de YouTube y LinkedIn.

Evento sobre Brasil

El jueves 26 de septiembre, el evento se trasladará virtualmente a Brasil, con un enfoque exclusivo en este mercado. El primer panel, titulado «Avanços tecnológicos e oportunidades no setor fotovoltaico brasileiro», comenzará a las 10:00 am y contará con la participación de Victor Soares de JA Solar, José Luis Blesa de Seraphim, y representantes de Sungrow, Huawei Digital Power y Chint.

Este panel analizará el estado actual del mercado solar fotovoltaico en Brasil, explorando las expectativas de crecimiento para el cierre de 2024. Además, se discutirá el impacto potencial de las políticas arancelarias para los paneles solares chinos en el país, y si existe la posibilidad de que las empresas chinas opten por establecerse y producir localmente en Brasil.

La segunda parte del evento brasileño comenzará a las 10:50 am con el panel «Tendências e projeções para a energia solar no Brasil», en el que participarán Daniel Pansarella de Trina Solar, Marcel Peralta de Canadian Solar, Ramón Nuche de AESolar, Ricardo Marchezini de Risen y Denis Ribeiro Cola de Solis.

Los panelistas explorarán las proyecciones del mercado fotovoltaico para 2025, incluyendo el papel crucial que jugará el almacenamiento a partir de baterías en los próximos años. Se discutirán también los principales desafíos que enfrenta el sector en Brasil, desde las políticas energéticas hasta las estrategias para fortalecer la autogeneración de energía solar en el país.

Ambos eventos de FES se transmitirán gratuitamente a través de YouTube y LinkedIn, y los interesados pueden inscribirse previamente aquí. Para más información sobre la gira completa y futuros encuentros presenciales, se puede consultar la página oficial del Future Energy Summit en este enlace.

FES es una oportunidad única para conectar con los líderes de la energía renovable en la región, discutir los retos y oportunidades del sector, y explorar las innovaciones que están configurando el futuro de la energía en Latinoamérica y Brasil.

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AHPEE subraya la necesidad y urgencia de convocar a la licitación de 1500 MW en Honduras

El Centro Nacional de Despacho (CND) ha proyectado un déficit de 331 MW en Honduras para este año 2024, lo que coloca al país en una situación crítica para el suministro eléctrico local. Anticipándose a esta situación, desde la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) han insistido en la necesidad de convocar a una licitación desde hace ya varios años.

De hecho, durante la administración de gobierno pasado han alertado sobre demoras en una convocatoria de 500 MW que fue pospuesta hasta que finalmente el actual gobierno las retomó y potenció hasta los 1500 MW. En atención a que el mes pasado se aprobaron los términos de referencia del nuevo proceso, desde AHPEE consideran que debería ser inminente su lanzamiento.

«Tenemos un déficit de generación significativo y la licitación no es una opción, es una necesidad y debe hacerse lo antes posible», enfatizó Génesis Rodezno, directora ejecutiva de la AHPEE.

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, la referente empresaria aseguró que para asegurar el éxito de la convocatoria inicialmente se deberá motivar la participación de una buena cantidad de proponentes del sector privado y, en tal sentido, puntualizó que entre las medidas que podrían lograrlo «la garantía de pago es uno de los principales incentivos», ya que impacta directamente en la estimación del riesgo y, por ende, en el costo del kilovatio hora.

También destacó la importancia de contar con «reglas claras» y seguridad jurídica, tanto en los contratos como en el marco regulatorio. Pero aquello no sería todo.

Otro factor clave, añadió, es el «crecimiento oportuno de la transmisión», ya que si la infraestructura de transmisión no se desarrolla de manera simultánea con la generación, se podría desincentivar la participación. No obstante, reconoció que las autoridades como Erick Tejada, como secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), ya han manifestado que la licitación incluirá obras de transmisión, lo que considera una medida positiva para motivar la participación de la iniciativa privada.

Licitación que priorizará a energías renovables 

Entre los anuncios realizados por Erick Tejada se destaca que al menos el 65% del requerimiento de la licitación buscará ser cubierto por energías renovables. En relación a esta decisión, Génesis Rodezno explicó que desde la asociación siempre han apostado por la diversificación de la matriz energética. Sin embargo, subrayó que «el país tiene una necesidad urgente de potencia firme», por lo que es fundamental que la licitación considere energías renovables con almacenamiento.

Además, la ejecutiva de AHPEE destacó la relevancia de seguir las recomendaciones del Centro Nacional de Despacho (CND), que en su Plan de Expansión de la Generación ha analizado diversos escenarios sobre la integración de energía térmica y renovable. Rodezno subrayó que estas evaluaciones técnicas son clave para asegurar una planificación efectiva, ya que el CND, como operador del sistema y del mercado mayorista, tiene una perspectiva integral sobre la capacidad del país para incorporar nuevas fuentes de energía. No considerar estos estudios, desde la óptica de Rodezno podría poner en riesgo la estabilidad del sistema eléctrico hondureño y la correcta distribución de la nueva generación.

Finalizando, Génesis Rodezno, directora ejecutiva de la AHPEE también señaló que la licitación es la vía más eficiente para evitar la dependencia de soluciones temporales, como los arrendamientos de capacidad de generación térmica, que describió como «costosos y menos eficientes». Recalcó que un proceso de licitación transparente y a tiempo no solo garantizaría el suministro energético adecuado, sino que también ayudaría al desarrollo económico del país.

«La contratación de arrendamientos de capacidad es una solución temporal, que además de no ser eficiente, implica altos costos», advirtió. Para ella, la licitación es la opción más viable para resolver las necesidades energéticas de manera competitiva y duradera, asegurando el abastecimiento del país a largo plazo. «Es, sin duda, la mejor solución», concluyó.

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ABO Energy sorprende con su portafolio de proyectos en desarrollo hidrógeno verde en Argentina

ABO Energy ratificó su labor en el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde en Argentina y sorprendió con el amplio portafolio en el que trabaja a nivel nacional. 

Mariano Panelli, business development manager de ABO Energy, dio a conocer que la compañía posee  un abanico de proyectos para la producción de H2V y para la propia generación e inyección de energía renovable en la red en distintas fases de avance.

“Estamos empezando el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde, principalmente aprovechando el expertise eólico, de modo que en Argentina contamos con dos iniciativas que suman 3 GW de capacidad renovable”, afirmó durante un evento organizado por el Consorcio H2ar. 

“Están en etapa temprana, esperando que se den las condiciones para ejecutarlos, pero ya empezamos a asegurar tierra, medir vientos y gestionar permisos para desarrollar los proyectos eólicos que abastecerán las plantas de hidrógeno y derivados”, añadió. 

Esos giga-proyectos están pensados para la exportación del mencionado vector energético o sus derivados, pero no se darían en el corto plazo sino que aún se requerirá tiempo para que los costos o futuros precios se ubiquen dentro de los rangos accesibles para la demanda quiera pagar. 

“Para ello será necesario un marco regulatorio que potencie la posibilidad de exportar los recursos intermitentes. Hay iniciativas que ya se están trabajando, tiene sentido pensarlas, por lo que se requiere paciencia, a la par de seguir apostando al país, mejorando la macroeconomía. Pero el principal cuello de botella es que la demanda esté dispuesta a pagar el costo de comprar H2V”, complementó Panelli. 

Además, el referente de la firma de origen alemán que ya lleva 18 años en Argentina vaticinó que, también poseen desarrollados un pipeline de 1,8 GW de proyectos de energías renovables para inyección a la red, mayormente eólicos. 

De esta manera, ABO Energy reforzará su presencia en el país tras lo hecho recientemente en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), donde se consolidó como una de las grandes ganadoras del llamado correspondiente al segundo trimestre del año.

Allí logró la adjudicación de 392,4 MW de prioridad de despacho entre sus parques eólicos Boreas del Norte (92,4 MW en el corredor Centro – Cuyo – NOA) y Energía Pura (300 MW), con la particularidad que este último incluyó una obra para ampliar el sistema de transporte eléctrico nacional.

Puntualmente, propuso reemplazar los transformadores 132 / 500 kV (T3CL/T5CL) por un banco monofásico 3x150MVA + fase de reserva en la estación transformadora Choele Choel. Por lo que si bien tendrá 300 MW a disposición, 108 MW podrá ocupar de forma inmediata y el resto lo podrá rellenar a futuro con otra infraestructura de generación.

 

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Modificación de la Ley 6 en Panamá: ¿reforma estructural o cambios puntuales para potenciar al sector eléctrico?

La posible modificación del marco legal del sector eléctrico de Panamá está en la mira de stakeholders del mercado. Se trata de la Ley 6 que establece el régimen al que se sujetan las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, destinadas a la prestación del servicio público de electricidad. 

Desde la Secretaría Nacional de Energía (SNE), liderada por Juan M. Urriola, ya anunciaron revisiones. No obstante, su tratamiento en la Asamblea Nacional podría demorarse unos meses más, porque la crisis que atraviesa la Caja de Seguro Social (CSS) estaría acaparando la agenda política y legislativa de Panamá. 

Guadalupe González, exdirectora de Electricidad de la SNE, considera que la decisión de postergar la introducción de la nueva normativa es sabia, aunque sí advierte como necesario que se dé a conocer la propuesta a la brevedad, para eliminar interrogantes que empiezan a repercutir en la certidumbre del mercado. 

“Como exdirectora estoy muy a favor de que se produzcan estos cambios a la ley justamente porque se requieren en el marco de la transición energética. Han pasado veintisiete años desde que se hizo esa ley en Panamá, así que es importante que se dé una actualización para mantenernos acorde a estos tiempos, pero necesitamos ver los detalles”

Uno de los temas que genera mayor incertidumbre es que aún no se conoce si el cambio en la Ley 6 implicará una reforma estructural o ajustes específicos que permitan potenciar el sector eléctrico. 

A falta de una propuesta clara, algunos temas han sido adelantados por el actual titular de la Secretaría de Energía en foros del sector llevados a cabo el pasado mes. A partir de allí, tres puntos parecieran ser los prioritarios para abordar en una actualización de la Ley 6: la calidad del servicio, la concentración del mercado y la independencia del Centro Nacional de Despacho (CND) de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA).

La exdirectora de Electricidad de la SNE destacó que estos tres puntos ya estaban siendo trabajados durante su gestión y mencionó algunas coincidencias y divergencias con cada uno. 

“El tema de calidad a mí, en lo personal, me parece que requiere algunos ajustes, pero realmente eso va mucho más al tema normativo y regulatorio”, señaló, sugiriendo que el enfoque legal podría no ser necesario para resolverlo. Sin embargo, también consideró que el tema de la concentración del mercado y la figura independiente del CND podrían justificar una reforma más amplia, dependiendo de cómo decida proceder la Secretaría de Energía.

 La independencia del CND: ¿ventaja o reto?

Una de las posibles modificaciones más debatidas es la separación del Centro Nacional de Despacho (CND) de ETESA. Esta decisión, según González, podría tener tanto pros como contras, dependiendo de su implementación. “Ventaja de eso, pues definitivamente esperemos que haya más facilidad o agilidad administrativa”, comentó, haciendo referencia a la mayor carga de trabajo que implicará la transición energética para el CND.

Sin embargo, advirtió que se trata de un tema que requiere un análisis profundo. “Todavía ese tema hay que analizarlo, habría que evaluar los costos-beneficios, ya sea de mantenerlo dentro pero dándole otra figura o mantenerlo fuera con alguna otra figura”, explicó, enfatizando la importancia de esperar la propuesta oficial para poder hacer una evaluación más certera.

Resta saber además si la SNE optará por convocar a una instancia de consulta pública para recibir aportes a su iniciativa legislativa o si decide emitir y presentar su propuesta directamente a la Asamblea Nacional para que se haga la discusión en un primer debate o si se creará una subcomisión para abordarla en lo particular. 

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Plan Hidrógeno Patagonia: Río Negro se prepara para la segunda etapa

María del Carmen Rubio, directora de Proyectos y Regulación de la Secretaría de Energía y Ambiente de la provincia, participó de la reunión de trabajo y destacó la relevancia de esta nueva fase y las oportunidades que se abren para Río Negro.

“Nos presentaron los documentos que nos permitirá definir cómo avanzamos en la próxima etapa», adelantó Rubio, refiriéndose a los resultados de la primera fase del Plan que le fueron expuestos a cada jurisdicción. La hoja de ruta, elaborada con base en diagnósticos productivos y socioambientales, plantea propuestas concretas para el desarrollo del Hidrógeno Verde, una tecnología clave para la transición energética global y que posiciona a la Patagonia como un polo estratégico a nivel internacional.

Sobre el plan de acción pretendido por Río Negro, Rubio confió que plantearon tres estrategias sobre las cuales se aguarda una respuesta, fundamentalmente en lo relacionado con el financiamineto. Una de ella está relacionada con la posibilidad de retomar la diplomatura en la temática y cursos de capacitación a profesionales que en su momento había iniciado la provincia de Río Negro.

“La segunda, analizar el tema de infraestructura, específicamente la parte de la apertura de la línea de 500 kilovolts que se necesita para la producción del hidrógeno. Y ahí necesitamos evaluar cómo van a ser los proyectos ejecutivos de esta apertura de línea”, detalló Rubio. Una tercera línea de acción se refiere a aspectos comunicacionales, que serán abordados a nivel regional.

A su vez, se conoció que uno de los objetivos prioritarios a nivel regional es avanzar en los estudios de ordenamiento territorial y en la planificación de la infraestructura energética y portuaria que permitirá el transporte y exportación de derivados del hidrógeno. A mediados de octubre, en el próximo encuentro, se espera que puedan definirse los próximos pasos del Plan Hidrógeno Patagonia.

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Vocería de Chile cataloga como “medida extraordinaria” al proyecto de ley que amplía los subsidios eléctricos

El Poder Ejecutivo de Chile cruzó a la Confederación de la Producción y el Comercio (CPC) por el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico a 4,7 millones de usuarios que propone que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien los subsidios ayuden a la disminución de la tarifa de las pequeñas y medianas empresas. 

¿Por qué? Desde CPC plantearon que se están cambiando las reglas de juego y criticaron abiertamente la cantidad de usuarios a los que alcanzaría la medida, siguiendo la línea de los reparos y manifestaciones en contra realizados por parte del sector energético y de algunos legisladores en las distintas mesas técnicas y sesiones de la Comisión de Minería y Energía. 

La Vocería del Gobierno de Chile ratificó la iniciativa a pesar que en las últimas semanas, el proyecto de ley recibió críticas del sector energético y de algunos legisladores en las distintas mesas técnicas y sesiones de la Comisión de Minería y Energía. 

Tal es así que la ministra vocera del Gobierno, Camila Vallejo, ratificó la iniciativa y la calificó como una “medida extraordinaria producto de una situación extraordinaria”, aunque ello implique posibles severos riesgos para el sector renovable, desde frenos a las inversiones en la materia hasta defaults financieros de las compañías. 

“El subsidio propuesto, que implica triplicar las subvenciones, es porque se produjo un alza extraordinaria en las tarifas eléctricas por un descongelamiento que había que realizar. Es decir que es un subsidio extraordinario para una situación de carga financiera familiar extraordinaria”, remarcó. 

“El subsidio, como otras políticas que hemos ido empujando, tiene que ver con conocer la realidad del país y que aquí hay una necesidad de poder acompañar a miles de hogares, hablamos del 50% de los más vulnerables, para enfrentar esta alza extraordinaria eléctrica a propósito del descongelamiento”, agregó durante una conferencia de prensa.

De todos modos, el financiamiento del subsidio por parte de los PMGD será a lo largo de tres años (2025 a 2027, incluso)  mediante un cargo transitorio a los retiros de energía del sistema, denominado “Cargo FET” (Fondo de Estabilización de Tarifas), por un monto de $1,8 kWh que se financia de la retención equivalente a las compensaciones por precio estabilizado que se pagan en conformidad al régimen transitorio del Decreto Supremo N°88/2019. 

Mientras que el apoyo a las PyMEs se daría a través de la habilitación de la inyección y retiros de energía en el mismo punto de conexión, para comercializarla con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona.

Aunque cabe aclarar que la propuesta establece un techo anual de 500 GWh/año de la totalidad de inyecciones PMGD que podrían ser destinadas a ese mecanismo y su implementación será por medio de una bolsa de precio preferente conformada por las PyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. 

Y si bien el proyecto de ley aún debe tratarse en el Congreso, desde el sector continúan las inquietudes respecto a cómo afectaría esta última medida al suministro eléctrico y demanda de los clientes regulados, considerando los contratos ya adjudicados en años anteriores; pero que desde el Poder Ejecutivo ratificaron en diversas oportunidades al igual que lo hizo la Vocería del Gobierno de Chile. 

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Energía: nuevos precios de biocombustibles para mezclas con naftas y gasoils

La Secretaría de Energía dispuso, a través de las resoluciones 265 y 266/2024, publicadas en el Boletín Oficial, nuevos precios para los biocombustibles que se utilizan para su mezcla proporcional obligatoria con naftas y gasoils para su venta en el mercado local.

Mediante la Resolución 265/2024, Energía fijó en $ 657,416 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (de biocombustibles), el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de septiembre de 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

Asimismo, en dicha resolución se fijó en $ 602,545 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo la misma Ley, el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de septiembre de 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, establece la R-265, firmada por Eduardo Rodriguez Chirillo.

Por otra parte, Energía dispuso a través de la resolución 266/2024 un nuevo precio de $ 984.865 por tonelada el precio mínimo de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla con gasoil en el marco de la Ley 27.640, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de septiembre de 2024 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, se indicó.

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Fundación YPF reunió a más de 300 becarios en Vaca Muerta

La Fundación YPF organizó el 11° encuentro anual del programa de becas con la participación de más de 300 becarios, estudiantes de carreras vinculadas a la energía de todo el país. Durante las tres jornadas del encuentro, los becarios recorrieron el yacimiento de Loma Campana y otras instalaciones de YPF en Neuquén.

Gustavo Schiappacasse, director ejecutivo de Fundación YPF, sostuvo que “los becarios tuvieron una experiencia única de aprendizaje y acercamiento a la industria energética. Conocieron Vaca Muerta y cómo es la operación en el campo así como en los yacimientos digitales”. Y agregó “nuestro compromiso es potenciar su formación para que en el futuro sean los protagonistas del desarrollo energético del país”.

La ministra de educación provincial, Soledad Martínez, destacó que “compartimos con la Fundación YPF la mirada de que hay acompañar al mérito, a la capacidad y el esfuerzo de los jóvenes, con oportunidades en las distintas etapas de la formación”. Y agregó que celebra la participación de “tantas becarias que se ponen el casco y están dispuestas a desafiar esos escenarios históricamente pensados para varones”.

Estuvieron presentes en el evento de cierre el Vicepresidente de Relaciones Institucionales, y Presidente de Fundación YPF, Guillermo Garat; y los Vicepresidentes de Downstream y de Operaciones Oeste, Mauricio Martín y Juan Manuel Ardito.

Durante diez días previos al encuentro se realizó el Ideatón, un concurso en el que los becarios crearon soluciones para resolver desafíos de la industria energética. Con la guía de sus mentores, diseñaron proyectos tecnológicos innovadores y aplicables en las áreas de trabajo del Upstream convencional y no convencional, Downstream, energías renovables, litio e hidrógeno.

El equipo ganador de este año presentó un proyecto que propone un proceso de destilación al vacío para transformar los residuos de cutting de los yacimientos no convencionales de Añelo en tres recursos valiosos: gasoil, agua y sólidos limpios.

El programa de becas de Fundación YPF acerca a los estudiantes a la industria energética a través de diversas actividades de formación y de los encuentros anuales, en los que conocen los lugares de producción más emblemáticos de YPF. Este año recorrieron el yacimiento Loma Campana, los centros de monitoreo de la producción y participaron de charlas formativas para su futuro como profesionales.

Acerca del programa de Becas

Son 313 becarios y becarias de carreras vinculadas a la energía (Ingenierías, Física, Química, ciencias de la Tierra y del Ambiente) de universidades públicas. 60 % son mujeres debido a los criterios de equidad de género y disciplinas (carreras que no son tradicionalmente elegidas por mujeres) que se aplican en la selección.

Cada estudiante cuenta con un mentor, profesional de YPF de su misma disciplina, que lo guía durante toda la carrera y lo vincula a la industria energética.

El 96 % de los becarios es 1ra generación de estudiante universitario en su familia. El objetivo de las becas de Fundación YPF es contribuir a garantizar condiciones igualitarias de acceso a la educación universitaria y por eso prioriza su otorgamiento a jóvenes en condiciones socioeconómicas desfavorables.