Comercialización Profesional de Energía

Yearly: 2020

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Olade planteó en su reunión de ministros incrementar peso de las energías renovables hasta el 70% en Latinoamérica y Caribe

¿Qué conclusiones arrojó la semana de la energía?

La semana de la energía fue compuesta por 11 paneles totales con temas muy variados, que van desde el acceso a una energía, energía renovables, eficiencia energética, temas de innovación, temas de género y energía.

Tuvimos todas las actividades de gobernanza, de integración regional, tuvimos una muy alta representatividad y mostramos el fuerte vínculo que tiene OLADE actualmente con el resto de los organismos internacionales, y fundamentalmente de alcance global.

Por ejemplo en la reunión de ministros tuvimos dos conferencias principales: una aportada por Fatih Birol director de la Agencia Internacional de la Energía y Francesco La Camera, Director General de la Asociación Internacional de Energías Renovables (IRENA). Eso realmente genera un caudal de compromisos, discusión de contenido estratégico para la región abordando temas que son fundamentales para latinoamérica y el caribe.

¿Qué cambios se están produciendo en la política energética para la región?

El gran cambio fue que la pandemia está marcando la agenda de corto y mediano plazo. Entonces el tema fundamental sobre el cual nos centramos en estas reunión de ministros es tratar de definir a nivel de una acción regional, una estrategia destinada a que la recuperación sostenible sea parte de la dinamización económica post pandemia.

¿Por ejemplo?

Cómo identificar a partir del sector energía un canal para que se reactiven las economías regionales, que se genere empleo, trabajar en la incorporación de nuevas tecnologías que están muy orientadas a la digitalización, a la modernización de sistemas energéticos, a la mayor incorporación de electricidad en determinados usos específicos, a las necesidades a nivel de los sistemas energéticos para acompañar ese proceso.

Otro tema que está en la base es cuál va a ser el rol de los hidrocarburos en todo ese proceso, y fundamentalmente en la capacidad que tiene el gas natural como un acelerador de las transiciones energéticas, con una capacidad de descarbonización sustituyendo carbón y combustibles líquidos en las estaciones de electricidad.

Yo creo que el principal cambio es que hoy la agenda se ve condicionada por la pandemia y la crisis sanitaria y económica que está teniendo la región.

¿Hacia dónde van el discurso y las políticas de la región?

En el marco de la reunión con ministros se aprobó una decisión ministerial de apoyo a la iniciativa Energía Renovable en América Latina y el Caribe (RELAC). Es algo que empezamos a trabajar hace un año aproximadamente, que fue promovido por el Gobierno de Colombia y el propósito es fijar una meta regional de 70% de capacidad instalada a nivel de generación a partir de energías renovables para la región.

Eso es una señal política muy importante, no todos los países de la región están aún incorporados a la iniciativa pero ya tenemos un caudal de países que se han incorporado. (el 70% es a nivel regional,cada país contribuye a esa meta para lograr la meta regional).

Actualmente la región está en un entorno cercano a una capacidad de un 60% de energías renovables y ambicionaríamos a un 70% de capacidad instalada, lo cual está completamente alineado con el cumplimiento de los compromisos medioambientales de nuestra región.

Es algo que claramente está marcando la agenda porque se identifica en una mayor penetración de energías renovables mayor capacidad de recuperación económica.

¿Se avanza en la integración?

Hay una necesidad de integración, también para el mayor aprovechamiento de los recursos energéticos y la complementariedad energética entre sus sistemas energéticos de nuestra región.

Por primera vez, se mantuvo una reunión que nuclea a las cuatro iniciativas de integración regional: la de los países andinos, cono sur y arco norte, que integraN Guyana, Surinam y el norte de Brasil.

¿Cómo resultó?

Por primera vez tuvimos una instancia en la cual se intercambiaron espacios y se dialogó entre estas plataformas de división sub-regional, lo cual también pone sobre la mesa una mayor necesidad de integración como canal propicio para aprovechar las complementariedades existentes que vienen fundamentalmente de una mayor penetración de las energías renovables dentro de la matriz energética de la región.

Y el otro componente que está sobre la mesa, y que quiero comentar, es cuál va a ser el rol del gas natural en el futuro. La región tiene recursos muy importantes en términos de gas natural. Hay una fuerte necesidad de ampliar los mercados de gas natural, pero con una concepción distinta de lo que era el abordaje de gas natural décadas atrás.

¿A qué se refiere?

Hoy el gas natural tiene un gran potencial en sustitución de fuentes como combustibles líquidos a nivel de transporte que pesa a nivel de consumo energético.

Si uno analiza lo que es el sector de transporte, lo que se lleva el mayor consumo es el transporte de cargas, pesado y de pasajeros. En esos espacios el gas natural como combustible de sustitución de fuentes fósiles con menor intensidad de carbono es un tema en el que hay espacio para la ampliación de mercados de gas natural.

También la sustitución a nivel de generación eléctrica que hoy está operando con carbón y líquidos. La incorporación de energías renovables tiene que ir acompañada de una necesidad de capacidad de respaldo que actúe en intermitencia que tienen las renovables.

Eso se puede lograr de distintas formas: almacenamiento, que aún lo estamos tratando porque tiene un tema de costo, más cuando estamos hablando de volúmenes importantes, o se puede lograr con una integración con la hidroeléctrica de embalse, pero no todos los países lo pueden aplicar.

Si sustituyéramos la capacidad instalada que actualmente utiliza combustibles líquidos y carbón, por ciclos combinados de gas natural, el efecto desde el punto de vista de emisión es como sacar de circulación 20 millones de autos en un parque automotor de América Latina y Caribe que tiene 120 millones.

¿Se habla de nuevas licitaciones de energía renovable? 

Hay algunos casos donde la demanda se ha planchado, por lo tanto puede existir una necesidad de revisión de los planes de expansión y eso puede estar afectando las incorporaciones de renovables.

Salvo algunas regiones que esa tendencia era opuesta, por ejemplo Centroamérica, que incorporó más renovables y saco de operación capacidad térmica, el resto de la región para acompañar la demanda sigue acompañando capacidad térmica.

Entonces, ahora con iniciativas como RELAC tenemos que apuntar que no solamente vayamos acompañando a la demanda a partir de la incorporación de renovables, sino también podamos ir sustituyendo parte de la capacidad fósil instalada.

Hay que trabajar profundamente porque hay potencial, pero no todos los países presentan un ecosistema propicio para el desarrollo de las renovables. ¿Cómo hacerlo? De alguna forma ir derribando las barreras para que se pueda incorporar mayor capacidad en renovables en aquellos países que vienen lento porque no están dadas las condiciones y los ecosistemas para que se desarrolle el mercado de los renovables.

 

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La minera Vale construirá un parque solar fotovoltaico de 766 MW en Brasil

Vale prevé invertir aproximadamente USD 500 millones para su ejecución y cabe destacar que ya fue aprobado por el Consejo de Administración de Vale, sujeto a la aprobación de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL).

«El proyecto contempla la construcción de una planta fotovoltaica que incluye 17 subparques y que tendrá una capacidad instalada total de 766 megavatios pico (MWp)”, indicó Vale en un comunicado.

“También incluye la implementación de una subestación elevadora, una línea de transmisión y una bahía de conexión en la subestación de 230kV Jaíba. Los contratos para la conexión al sistema interconectado nacional brasileño ya están firmados”, agregó.

En crecimiento

Un nuevo estudio de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) muestra que el Brasil acaba de superar la marca histórica de 7 gigavatios (GW) de potencia operativa de la fuente solar fotovoltaica, en grandes plantas y sistemas pequeños y medianos instalados en tejados, fachadas y terrenos.

La fuente solar ya representa más que la suma de toda la capacidad instalada de las centrales eléctricas de carbón y nucleares, que asciende a 5,6 GW.

En el segmento de la generación distribuida, hay más de 4,0 gigavatios de potencia instalada de la fuente solar fotovoltaica, lo que representa R$ 20.000 millones en inversiones acumuladas desde 2012, repartidas en las cinco regiones del Brasil.

La tecnología solar se utiliza actualmente en el 99,9% de todas las conexiones distribuidas en el país, liderando el segmento con facilidad.

En cuanto al número de sistemas instalados, los consumidores residenciales encabezan la lista y representan el 72,8% del total. Luego vienen las empresas de los sectores del comercio y los servicios (17,3%), los consumidores rurales (7,0%), las industrias (2,5%), el poder público (0,4%) y otros tipos, como los servicios públicos (0,03%) y el alumbrado público (0,01%).

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Avanza licitación para 20 grandes obras que permitirán ampliar cobertura de energía eléctrica en Perú

La ejecución de estos importantes proyectos en regiones como La Libertad, Áncash, Lambayeque, Huancavelica, Junín, Puno, San Martín, Apurímac, Cajamarca, Loreto, Huánuco y Piura permitirá avanzar en el cierre de brechas que se ha trazado el Gobierno, mejorando sustancialmente la calidad de vida de millones de peruanos de las zonas más alejadas del Perú.

En la lista destaca el proyecto Ampliación de redes eléctricas de distribución en las provincias de Cajamarca, Chota, Hualgayoc, San Miguel y Santa Cruz, de la región Cajamarca, en beneficio de 87 mil pobladores, con una inversión superior a los S/ 100 millones.

En Huánuco, destaca el proyecto Instalación del servicio eléctrico rural en las provincias de Huaycabamba, Huamalies, Huánuco, Leoncio Prado, Pachitea, Lauricocha, Dos de Mayo y Yarohuilca, con una inversión de más de S/ 49 millones, gracias al cual más de 24,700 habitantes de 408 localidades tendrán por primera vez energía eléctrica en sus hogares.

La lista continúa con Huancavelica, donde destacan dos proyectos que ya cuentan con buena pro: Electrificación rural en los distritos de la margen derecha del rio Lircay de la provincia de Angares; e Instalación del sistema de electrificación rural en el anexo de Tipicocha, distrito de Chupamarca, provincia de Castrovirreyna, con una inversión conjunta de más de S/ 4.5 millones para beneficiar a 2,145 pobladores en total.

Cabe precisar que estas poblaciones de Huancavelica contarán, por primera vez, con energía eléctrica, lo que les traerá enormes beneficios desde una mejor calidad de vida hasta nuevas oportunidades laborales para generar mayores ingresos a su economía familiar.

El Minem sigue sumando esfuerzos para alcanzar el objetivo de electrificar el 100% de las zonas rurales al año 2023.

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Chile se une a la Alianza Internacional para la Economía del Hidrógeno

Los 21 países que forman parte de esta organización representan más del 70% del PIB mundial y son los que están impulsando la producción y el uso del hidrógeno a nivel mundial, tales como Estados Unidos, Alemania, Corea del Sur, Australia y Canadá, entre otros.

Y a través de esta alianza buscan facilitar y acelerar la transición a sistemas de energía y movilidad limpias y eficientes a través del hidrógeno en todos los sectores.

Hasta la fecha, IPHE ha desarrollado 330.000 celdas de combustible estacionarias, 1 GW de potencia en celdas de combustible, 15.000 vehículos eléctricos de celda de combustible y 400 estaciones de combustible, para alcanzar la meta “10, 10 y 10”: 10 millones de sistemas de movilidad, 10 mil estaciones de servicio, en un plazo de 10 años.

Además, una de las principales líneas de trabajo de la IPHE es la educación y divulgación para compartir información sobre las tecnologías del hidrógeno y las pilas de combustible.

Por otra parte, hay un grupo dedicado a trabajar en regulación, códigos y seguridad, a través del cual se intercambian las buenas prácticas, y otro dedicado al análisis de la producción de hidrógeno (H2PA): tiene por objeto poner en marcha un proceso y adoptar medidas iniciales para elaborar una metodología mutuamente acordada para determinar las emisiones de gases de efecto invernadero y otros contaminantes relacionados con la producción de hidrógeno.

El Director Ejecutivo de IPHE, Tim Karlsson, junto con darle la bienvenida al Ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, a la IPHE, señaló que “esperamos su activa participación en las acciones futuras”.

Por su parte, Jobet enfatizó la importancia de estas alianzas para la implementación de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde que lanzó el Gobierno a comienzo de mes: “Ser parte de estas instancias es un reconocimiento al trabajo que estamos realizando en materia energética. A través de la Estrategia nos fijamos metas claras y para llegar a ser el productor más barato de hidrógeno verde al 2030, será esencial la cooperación internacional y fortalecer los intercambios y el aprendizaje mutuo”.

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Chile: Se construyen más de 7.500 MW en proyectos de energía y el 93% son renovables

De acuerdo a datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), en estos momentos están avanzando en Chile 160 proyectos de energía eléctrica en construcción que se conectarán al Sistema Eléctrico Nacional –SEN-. En conjunto totalizan 7.585,6 MW de potencia –ver en línea-.

El dato se torna aún más interesante cuando se observa que el 93,73% corresponden a fuentes de energías renovables. Se trata de 142 emprendimientos por 7.110,1 MW.

De manera desagregada, puede verse que en esta lista de proyectos en construcción predominan los proyectos solares fotovoltaicos. Se contabilizan 100, por 3.656,6 MW, es decir, más del 50% de los proyectos que están en construcción.

Le siguen los proyectos eólicos: 21 por 2.129,8 MW; luego las hidroeléctricas, que son 18 y suman 1.120,2 MW; y finalmente puede mencionarse un proyecto geotérmico de 33 MW, denominado Cerro Pabellón Unidad; uno de biomasa, titulado MAPA, de 166 MW; y uno de biogás, que corresponde a un aumento de capacidad de cogeneración para la planta Mapocho – Trebal, de 4,5 MW.

Uno de los datos a tener en cuenta es que los proyectos eólicos y solares fotovoltaicos suman 5.786,4 MW. Esta incorporación a la matriz eléctrica será todo un desafío para Chile teniendo en cuenta la variabilidad de estas fuentes de energía.

La puesta en marcha de estos emprendimientos en construcción se proyecta hasta 2024, pero el grueso de ellos –sobre todo los eólicos y solares fotovoltaicos- se terminarán de construir en 2021 y 2022.

Actualmente la matriz eléctrica chilena se compone por un 25% de energías renovables no convencionales, los cuales representan 6.223 MW. Es decir que durante el próximo bienio la oferta de ese país podía llegar al 50% con renovables, especialmente variables.

Fuente: CNE

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Thompson & Knight analiza los cambios que necesita el sector energético mexicano para reactivar inversiones

¿Qué cambios se requieren en México? 

Lo que buscan nuestros clientes es que dejen de manipularse las reglas de operación del mercado. Prácticamente, se mató al mercado legado que funcionaba para los grandes consumidores.  

¿Qué nuevos peligros advierte?

A mí, el miedo que me da es que, habiendo ya limitado distintas formas para que los grandes consumidores adquieran energía barata y limpia, si siguen jugando a modificar las reglas de operación  del mercado eléctrico -que es prácticamente lo único que hay- van a matar también al mercado.  Yo lo llamo el fenómeno del “corralito”: de un campo abierto, llevas a los borregos a un corral pequeño y de ese corralito lo llevas al matadero. Es un símil muy burdo pero prácticamente es lo que estoy viendo. 

¿Cómo se aplicaría en el mercado eléctrico mexicano? 

De tener un marco de opción libre donde se podía permanecer, hacer negocios y proyectar nuevas inversiones a muy largo plazo, pues ahora los llevaron al “corralito” del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) donde se sigue operando pero donde definitivamente no se ven buenas noticias. 

¿Cuáles son las barreras que observa? 

Ahí vemos nuevas limitaciones de generación, silencios administrativos para los usuarios calificados y suministradores, trabas técnicas en la integración de nuevas cargas de los usuarios calificados, etc; todo eso, poco a poco, es como el dicho: “matar el elefante a pellizcos” y se van minando la confianza, la credibilidad, el respeto a los contratos y el respeto al marco jurídico.

Pese a estas trabas, ¿cómo es el rol de la justicia ante los contratos?  

Las empresas se han defendido con una serie de amparos y de resoluciones administrativas. Sí. El poder judicial se ha pronunciado con total autonomía y realmente me congratulo de eso. Pero las empresas no están para defenderse de las ideologías sexenales que no tienen sustento.

Y al final del día, el CENACE y la CRE siguen haciendo lo que quieren y hoy lo que quieren es seguir las instrucciones del presidente, así lo dijo un comisionado de la CRE. Se supone que es un comisionado de un órgano autónomo que regula las actividades del sector energético.  Eso ya dijo todo. 

¿Cómo impactó al sector privado la salida de Alfonso Romo de la Oficina de Presidencia? 

Como vínculo entre el Gobierno y los particulares en todas las industrias, su salida repercutió a todos. Creo que esto se debió a que existe un choque frontal entre realidad e ideología. Y se demostró que la realidad es la que están viviendo las empresas. Son innegables las necesidades energéticas y de competitividad en este mundo globalizado. Mientras más cara sea la energía en México, menos competitivas serán las empresas mexicanas. 

¿Esto desestabilizó la política local? Ya se habla de una posible reforma Constitucional en México, ¿cómo afectará esto al sector energético?

Hay muchos puntos por analizar. Por un lado, dependerá mucho de las elecciones de 2021. También dependerá de cómo redacten la reforma. Pero no hay que olvidarse de la no retroactividad de las leyes. Lo que ya está firmado no lo pueden tocar, pero si se intenta modificar el choque será nuevamente judicial y ya no sólo a nivel nacional sino también internacional y como mexicanos perderemos. 

En cuánto a las relaciones internacionales, ¿cree que la elección de Joe Biden y el Green Deal que impulsará en el vecino país pueden impactar positivamente en México? 

La política de Biden va a beneficiar principalmente a los Estados Unidos de América y no debería tener injerencia directa en las decisiones y políticas del gobierno mexicano. 

No obstante, México sí puede verse beneficiado en el sentido de que la ola americana en todos los sectores económicos históricamente siempre ha repercutido positiva o negativamente en México. De tal forma que, por ejemplo, el primero en sufrir la crisis americana del 2009 fue México, pero también cuando Estados Unidos registra superávit económicos somos los primeros beneficiados. 

¿Qué temas ubicará en la agenda energética a diferencia de Donald Trump? 

Va a existir por lo menos una sensibilización de que el camino es la descarbonización, la transición energética y los hidrógenos. 

Hay otro factor que también es importante y es que tendrá un interés en que se respeten los contratos. Antes, fueron los congresistas quienes recordaron a Trump que hiciese respetar los tratados internacionales porque en México se estaban afectando los intereses de empresas americanas por decisiones erráticas, volátiles y sin fundamento en materia energética. Ahora, podrá ser Joe Biden quien lo haga. 

¿Cambiará la política energética Andrés Manuel López Obrador? 

Hoy, es muy difícil saberlo. La política energética en México pareciera no cambiar, sea quien sea quien esté en el gobierno de Estados Unidos. 

Yo creo que no se han dado cuenta de que las racionalidades técnicas de consumo y económicas están en México. Y es un choque frontal entre realidad e ideología. Este choque lo vamos a ver más fuertemente el próximo año. Ahora bien, espero que de este choque frontal surjan las oportunidades. 

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YPF Luz cerraría el año con cerca de 400 MW eólicos instalados en Argentina

YPF Luz cuenta con 222 MW eólicos operativos y avanza en la construcción de  174 MW adicionales. 

El primero de los parques de generación operativos, Manantiales Behr, ya se convirtió en el parque eólico con mayor factor de carga del país, logrando un promedio de 62% en los últimos dos años e inclusive alcanzando el 70% y 75% durante algunos meses. 

Hace no mucho se sumó la entrada en operación de 123 MW correspondientes a la primera etapa del Parque eólico Los Teros (Buenos Aires). Asegurando que Toyota, Coca Cola FEMSA, Nestlé y Eco de los Andes -compañías con las que mantienen contratos de compra-venta de energía eléctrica- cubran gran parte de su demanda con energías renovables. 

Ahora, YPF Luz continúa con proyectos en obra: la segunda etapa de Los Teros que sumará 52 MW de potencia y Cañadón León de 122 MW. Estos, según las previsiones de Martín Mandarano, CEO de la empresa, podrían finalizarse este mismo 2020.

“Vamos a tener una cartera de proyectos en el orden de los 400 MW instalados este año. Son proyectos en los que iniciamos la construcción en 2017 y 2018, pero cuya decisión de iniciarlos fue tomada en 2013 cuando entendimos que la compañía debía ingresar en este sector”, declaró el empresario durante su participación en Latam Future Energy Virtual Summit.

¿Qué nuevos proyectos renovables de YPF Luz se aproximan? Desde el análisis de Martín Mandarano, ahora quizás sea el momento para continuar con la energía solar en Argentina. 

“Es fundamental identificar dónde está el recurso, cuál es la ubicación respecto a la red eléctrica y seleccionar bien la tecnología”, introdujo el empresario.

“A medida que pasa el tiempo, la capacidad de transmisión que hace viable el desarrollo de proyectos con gran factor de carga van disminuyendo. Con lo cual, empieza a ser más competitivo otro tipo de proyectos”, reflexionó. 

“Con lo cual, estamos viendo que a futuro los proyectos solares se hacen cada vez más competitivos contra los eólicos por la restricciones de transporte, la baja de la inversión, las mejoras en la eficiencia de los solares”

Y agregó: “Esperamos que en breve algún proyecto nuestro salga a la luz, lo tenemos muy desarrollado”. 

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Lo que dejó la subasta: oferta apretada de gas e YPF a la cola del despacho, pero con buen nivel de precios

La Secretaría de Energía concretó hoy la presentación y apertura de sobres con las ofertas de gas realizadas por las petroleras que decidieron participar del Plan Gas 2020-2024. Se inscribieron 16 empresas. Todos los grandes productores del fluido quedaron dentro de la iniciativa. Sólo la chilena Enap Sipetrol, subsidiaria de la empresa estatal de ese país, y la china Sinopec, que a principios de la década pasada era uno de los grandes jugadores del mercado y hoy está de capa caída, declinaron de participar, lo que anticipa que su nivel de inversiones en gas para los próximos años será bajo.

El gobierno buscaba en la subasta una base de 70 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas, 50 millones desde la cuenca Neuquina y 20 desde cuenca Austral.

¿Cuánto consiguió?

Los productores con base en Neuquén ofertaron 49,35 MMm3/día de gas. Desde el sur, las propuestas sumaron 18,5 millones. Es decir, en total, la iniciativa consiguió 68,850 MMm3/día de gas, apenas por debajo de la meta buscada. Eso significa que, en la práctica, todas las ofertas realizadas serán adjudicadas el 15 de diciembre, la fecha prevista para la finalización del proceso.

¿Es eso un problema?

No necesariamente porque el margen es exiguo. En la Secretaría de Energía había satisfacción. «La industria ha participado con toda la capacidad que tenía para hacerlo. Va a ser muy beneficioso para todos los argentinos, para todos los sectores, para todas las regiones productoras, para todos los trabajadores», aseguró Darío Martínez.

Lo que sí fue más llamativo fue el pequeño nivel de propuestas para inyectar gas adicional durante los meses de invierno. El pliego contemplaba un precio más caro (el precio base por 1,3 veces) para esa oferta. Pero las propuestas registradas hoy fueron exiguas. Sumaron, en conjunto, 3,6 MMm3/día de gas. Tecpetrol ofreció 2 millones, Petrolera Pampa, uno; y la francesa Total, 600.000 m3/día.

¿Qué sucedió?

Del relevamiento realizado por EconoJournal entre empresas productoras se desprende que incidió el escaso plazo temporal para que los productores sumen producción de acá hasta mayo del año que viene, en la antesala del invierno. Si la licitación se hubiese realizado en septiembre u octubre —como era el plan original— probablemente la oferta adicional de invierno habría sido mayor.

Frente a esta realidad, es probable que el gobierno tenga que explorar nuevas alternativas para asegurar el abastecimiento de energía durante el invierno. Las proyecciones más optimistas esperaban ofertas adicionales para julio por un volumen de 20/25 MMm3/día de gas. Se consiguió mucho menos.

¿A qué precio?

Los precios de las ofertas registradas oscilan entre los 2,40 dólares (Capex sorprendió con ese precio bajísimo por un volúmen de 800.000 m3) y los 3,66 dólares por MMBTU, que ofertó YPF. Se estima que el precio promedio del gas rondará los 3,53 dólares, en línea con lo que pretendía el gobierno.

Oferentes

En la cuenca Neuquina, los mayores oferentes fueron YPF que se comprometió a inyectar durante los próximos cuatro años 21 MMm3/día de gas desde sus campos en la región, y Tecpetrol, que ofreció un bloque en la base de 10 MMm3/día y un segmento adicional de 2 MMm3/día para el invierno.

La petrolera controlada por el Estado es la que quedará a la cola en el orden de mérito para despachar porque fue la que ofreció el precio más caro (3,66 dólares); algo que en el mercado muchos descontaban. La petrolera de Techint ofertó su producción a un centavo más barato: a 3,65 dólares por MMBTU por lo que se aseguró que despachará la mayor parte del año.

¿Qué pasará con YPF?

La compañía que conduce el CEO Sergio Affronti jugó al límite para capturar el mayor precio del gas posible con vistas a poder recomponer sus ingresos y de ese modo, financiar nuevos desarrollos de gas.

Al quedar en último lugar del orden de mérito será la más afectado por el swing invierno-verano de la demanda de gas (en los meses de frío el consumo de gas se dispara), por lo que cuando llegue la temporada de calor deberá redireccionar parte de su oferta al mercado de exportación (fundamentalmente a Chile); algo que ya estaba previsto en el esquema diseñado por el gobierno, que prevé autorizaciones ventas a Chile con transporte en firme por hasta 11 MMm3/día desde la cuenca Neuquina.

Fuentes allegadas al gobierno señalaron que “el balance para YPF es positivo porque logró adjudicar un volumen alto (de 21 MMm3/día, cuando inicialmente pensó en ofertar cerca de 18 millones) los ingresos que recibirá por la venta de gas en el mercado interno están en línea o por encima de los proyectados, que estaban en torno a los US$ 850 millones durante todo el programa”.

En el sur se confirmó que Pan American Energy (PAE) y Total inyectarán su oferta desde la cuenca Austral, lo que casi con seguridad abre la puerta a la realización de Fénix, un desarrollo offshore que representa una buena oportunidad para el sur de Santa Cruz y Tierra del Fuego porque requerirá una inversión de alrededor de US$ 1000 millones y asegurará el nivel de producción de gas para los próximos años.

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Gasnea inauguró ampliación del gasoducto a Villaguay

Gasnea inauguró la obra de ampliación del gasoducto de aproximación de Villaguay (Entre Ríos), que triplica su capacidad de transporte de gas natural a esa zona.

El proyecto, que le demandó a la empresa una inversión de más de 350 millones de pesos, contribuirá con un mejor servicio para el centro de la provincia.

De la inauguración participaron Ocar Dores, presidente de Gasnea; la Secretaria de Energía, Silvina Guerra, la Intendenta de Villaguay, Claudia Monjo, y el Director Corporativo de Gasnea, Carlos Castro.

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Energía evalúa 16 ofertas para adjudicar casi 70 MM3 de gas para CAMMESA

Por Santiago Magrone

La Secretaría de Energía recibió 16 ofertas, por parte igual número de empresas productoras, para la provisión de gas natural local en la licitación realizada en el marco del Plan Gas Ar 2020-2024, totalizando un volumen de 68 millones de metros cúbicos diarios, es decir muy cerca del bloque de 70 millones previstos en la convocatoria.

Se presentaron empresas “empresas productoras de todos los tamaños y nivel de integración,  nacionales y multinacionales”, y los precios ofertados “variaron entre un mínimo de U$ 2.40 y un máximo de U$ 3.66 el MM BTU”, informó la cartera a cargo de Darío Martínez. El precio promedio ponderado a nivel país rondó los U$ 3,50, según fuentes empresarias.

Al respecto, se indicó que “la Comisión de Análisis y Preadjudicación inicia así su trabajo que concluirá el 15 de diciembre con la adjudicación” de los volúmenes por empresa y cuenca de origen del gas, convencional y no convencional.

La nómina de empresas oferentes se integró con YPF, PAE, Vista Oil, Wintershall, Pampa Energía, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol, Total Austral, Compañía General de Combustibles, Petrobras Operaciones, Móbil Argentina, Capex, Alianza Petrolera, Metro Holdings, y Corporación Financiera Internacional.

Se trata de gas natural cuyo suministro será contratado vía CAMMESA con destino a la provisión de usinas generadoras de electricidad (MEM) y distribuidoras a partir de 2021.  

 Las ofertas se presentaron entre las 11,45 y las 14,19 horas (el cierre era a las 15) y también incluyen otros requerimientos referidos, por caso, a la curva de producción prevista, inversiones, participación de pymes nacionales en la operatoria (VAN), factores que incidirán en la evaluación, además del costo fiscal previsto en el esquema.

El Estado se hará cargo de la diferencia entre el precio promedio ponderado según sea la cuenca de origen (3,56 en la neuquina y 3,42 en la Austral y Golfo San Jorge) y lo que pagan los usuarios a las distribuidoras (alrededor de 2,40 dólares por MBTU).

Según trascendió, el mayor volumen de gas ofertado correspondió a YPF y está en el orden de los 21 MM3/díarios. Su precio fue de U$ 3,66 el MBTU.

Las empresas debían ofertar su producción detallando la cuenca de procedencia dado que el esquema de licitación contemplaba cupos de 47,2 millones de metros cúbicos para la Neuquina, 20 millones para la Austral.GSJ, y 2,8 MM3 para la Noroeste, cada una con un precio promedio ponderado diferente.

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El secretario de Energía destacó la participación de las empresas en la licitación. “Estamos muy contentos porque hemos recibido 16 ofertas, absolutamente en todas las cuencas con potencial gasifero”, comentó luego del acto de apertura de sobres.

Martínez subrayó que “la industria ha participado con toda la capacidad que tenía para hacerlo. Va a ser muy beneficioso para todos los argentinos, para todos los sectores, para todas las regiones productoras, para todos los trabajadores”. También para “las Pymes, para las empresas nacionales, creo que vamos a objetivos muy logrables”.

El Secretario resaltó que “30.000 millones de metros cúbicos de producción argentina que van a sustituir importaciones en los próximos cuatro años, están en estos sobres”.

Señaló que “en principio se han presentado todas las empresas productoras y en todas las cuencas, que era un esquema bien federal como nos había pedido el Presidente (Alberto Fernández), y en estos sobres está representada esa participación”.

En cuánto al cronograma previsto en la licitación, Martínez contó que “de acá al 15 se analizan cada una de las ofertas y el mismo 15 ya se está adjudicando, con lo cual vamos a llegar en tiempo y forma como nos habíamos planteado. Quizás había algún sector que no creía que se iba a poder llegar pero estamos cumpliendo con los tiempos y los plazos que nos hemos propuesto”, añadió.

Martínez resaltó además que “lo importante es que ya en el invierno que viene estemos frenando el declino (de producción gasífera) que viene teniendo la Argentina. Esta es una clara señal de confianza de un Presidente que toma decisiones que dan previsibilidad y certeza, y esta es la respuesta, 16 ofertas de todas las cuencas con potencialidad gasifera”.

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GasNEA inauguró un nuevo gasoducto en Entre Ríos

Con la presencia de autoridades nacionales, provinciales y municipales, la empresa GasNEA realizó el simbólico corte de cinta que inicia la puesta en servicio del nuevo gasoducto de aproximación a Villaguay que permitirá triplicar la capacidad de transporte de gas para abastecer a usuarios residenciales, comerciales e industriales de las localidades entrerrianas que conforman el denominado “Corredor de la Ruta Provincial 20” en el centro de la provincia.

Oscar Dores, presidente de GASNEA, en el acto inaugural.

La obra, que estuvo a cargo de la distribuidora y que le demandó una inversión de más de 350 millones de pesos, constituye uno de los emprendimientos más importantes que se propuso la empresa ya que se trata de la construcción de un gasoducto paralelo al actual, para ampliar su capacidad.

En el acto, el Lic. Oscar Dores, presidente de GasNEA, destacó la iniciativa de la distribuidora para garantizar un mejor servicio para la gente de Entre Ríos: “Estamos muy orgullosos de esta obra porque demuestra que nuestro compromiso va más allá de la prestación del servicio”.

“Ha sido un gran esfuerzo para GasNEA, sobre todo en este escenario económico y pandémico que estamos viviendo, pero consideramos que esta obra es crucial para encaminarnos al desarrollo de la industria del centro de la Provincia y para garantizar un servicio de calidad a todos los hogares de las localidades vecinas”, agregó.

Entre las autoridades presentes, estuvieron la Secretaria de Energía de la provincia de Entre Ríos, Ing. Silvina Guerra, quien destacó que esta obra “es un antes y un después para el desarrollo productivo” del centro de la provincia.

La obra en detalle

Los trabajos se iniciaron en 2019, pero se realizaron mayoritariamente durante todo el 2020, aun en tiempos de aislamiento preventivo. El proyecto incluyó la planificación, el trazado y la supervisión de los trabajos, que contó con la aprobación correspondiente del Ente Regulador ENARGAS, y todo lo necesario para llevar adelante la obra de soterramiento del nuevo gasoducto de 30 kilómetros de extensión, con cañería de 8 pulgadas de diámetro, que se interconectan con la traza actual gasoducto de 4 pulgadas, con el fin de apuntalar la expansión de la red de distribución y facilitar el acceso al servicio de nuevos usuarios.

Posteriormente, se realizó la habilitación correspondiente y la ejecución del empalme con el gasoducto troncal, que es el que provee el gas natural que Gasnea lleva hacia los hogares, comercios o industrias.

Además de potenciar las condiciones de competitividad del Parque Industrial de Villaguay, la ampliación de gasoducto también permitirá incorporar a la red de gas natural a los usuarios de las localidades cercanas de Villa San Marcial, Santa Anita, Las Moscas, Villa Domínguez, Villa Clara y Líbaros, contribuyendo al desarrollo agroindustrial de la región central de la provincia de Entre Ríos.

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Rescinden el primer contrato de energía renovable del programa RenovAr

A raíz de la no construcción de la Estación Transformadora Comodoro Oeste de 500 kV (kilovoltios), un proyecto clave para poder transportar la energía generada en la Patagonia, la empresa Enel Green Power solicitó hace meses la rescisión del contrato y finalmente, a través de un acuerdo entre las partes, la Secretaría de Energía accedió al pedido, según informaron a Econojournal allegados a la cartera que dirige Darío Martínez. Es el primer contrato PPA del programa RenovAr firmado con Cammesa que formalmente se da de baja. La instrucción de Energía llegó hoy a Cammesa. Resta saber qué sucederá con el resto de los proyectos de energía renovable que no se pudieron construir.

El contrato que Energía autorizó a rescindir hoy es el proyecto Parque Eólico Pampa de 100 MW, ubicado en la provincia de Chubut, adjudicado en la Ronda 2 del programa RenovAr, la iniciativa impulsada por el gobierno de Mauricio Macri para el desarrollo de energías limpias. El proyecto pertenece a la firma Enel Green Power y la rescisión del contrato -a 20 años- fue de común acuerdo, indicaron las mismas fuentes.

El proyecto

El Parque Eólico Pampa iba a demandar una inversión de 130 millones de dólares. Forma parte de un grupo de alrededor de 50 proyectos por 1.000 MW que fueron adjudicados en licitaciones realizadas por el gobierno anterior pero que, luego de la crisis económica desatada en 2018, no pudieron concretarse, principalmente por la falta de acceso al financiamiento por parte de las compañías.

Ahora es Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, la que debe implementar la instrucción ordenada hoy por la Secretaría de Energía.

El Parque Eólico Pampa iba a contar con 28 aerogeneradores y se iba a construir a partir de 2018 en las cercanías de la ciudad de Comodoro Rivadavia. Fue adjudicado y firmó un contrato PPA con Cammesa con un precio de la energía de 40,27 US$/MWh.

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Cámara Argentina de Energías Renovables respalda el nuevo Plan de Biocombustibles

La Cámara Argentina de Energías Renovables (Cader) explicitó hoy su respaldó al proyecto que impulsa la implementación de un nuevo Plan de Biocombustibles, que fue presentado en octubre último en el Congreso por el senador santafesino Roberto Mirabella.

Así lo informó esta tarde a Télam el senador Mirabella, tras reunirse vía remota con integrantes de la Cader.

La iniciativa presentada por el legislador santafesino en la cámara alta apunta a logar un incremento en la participación de los biocombustibles en la matriz energética nacional.

Mirabella recordó que recientemente también recibió el acompañamiento de parte de la Asociación Argentina de Biocombustibles e Hidrógeno (AABH) y la Cámara Empresaria de Bioetanol de Maíz.

Tras remarcar que“ desde el Senado de la Nación avanzamos sobre la prórroga de la ley actual”, el senador dijo que empezó a trabajar “junto al especialista Alejandro Jurado y la Ministra de Ambiente de Santa Fe, Erika Gonnet, en una nueva ley”.

En ese sentido, explicó que el Nuevo Plan de Biocombustibles apunta a contar con “un nuevo enfoque, un concepto más amplio de lo que había, ampliando el concepto de las materias primas”. Fu

 

Fuente: http://revistanuevasenergias.com/2020/12/03/camara-argentina-de-energias-renovables-respalda-el-nuevo-plan-de-biocombustibles/

 

 

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Brasil necesita importar energía eléctrica y gas de Argentina

El fenómeno meteorológico La Niña provocó, entre muchos otros inconvenientes, importantes faltas de precipitaciones en Brasil. Además de las consecuencias no deseables como sequías, esto trae un impacto severo en materia energética. El país vecino tiene una fuerte dependencia de la energía hidroeléctrica, que alcanza en años normales cerca del 70% del consumo total eléctrico.

Las puertas a los beneficios de la integración energética están abiertas. Desde hace unos días, Argentina exporta a Brasil 1.600 MW de potencia y energía asociada, colaborando con las necesidades del sur brasileño. La cifra podría eventualmente llegar hasta 2.100 MW, la máxima potencia que el electroducto existente admite.

Pero la exportación de energía eléctrica sólo cubre una porción de la necesidad. Brasil podría también tomar gas natural argentino, actualmente con exceso de oferta por la baja demanda local. Ese gas puede llevarse desde Vaca Muerta, en Neuquén, hasta Uruguaiana, en Brasil, a través del sistema de gasoductos ya existente –y en parte en desuso– para transformarse en energía eléctrica en la Central Térmica Uruguaiana, de 640 MW de potencia.

La exportación desde Argentina a Brasil sería entonces inmediata, ya que no requiere nuevas inversiones ni implica demora alguna, y podría alcanzar un volumen de hasta 2,5 Millones de m3 por día. Esto significaría recuperar un mercado que desde hace cinco años Argentina no abastece, con potencial para ampliarse exponencialmente y viabilizar de ese modo enormes inversiones en el país, favoreciendo la creación de empleo, el desarrollo de valor agregado y el ingreso de divisas.

Hoy en la Argentina estamos discutiendo el anunciado pero aún no activado Plan Gas IV: las dificultades para adecuar las tarifas de gas y energía; la necesidad de otorgar incentivos a los productores para que inviertan en el desarrollo de pozos de gas y la urgencia de invertir para revertir el declino de los yacimientos ya existentes. Acelerar el proceso de exportación de excedentes de gas es parte de las medidas que deben tomarse para ponernos en marcha en materia de energía.

Esto significaría recuperar un mercado que desde hace cinco años Argentina no abastece, con potencial para ampliarse exponencialmente y viabilizar de ese modo enormes inversiones en el país, favoreciendo la creación de empleo, el desarrollo de valor agregado y el ingreso de divisas

La coyuntura de Brasil nos permite darle impulso a una integración energética ampliamente beneficiosa para nuestro país. La exportación de gas (además de la exportación eléctrica hoy existente) abre la puerta a condiciones muy atractivas para los productores, que están ávidos de señales que incentiven las inversiones y se encuentran en muchos momentos cortando producción por el bajo consumo local. A su vez, permitiría también remunerar mejor a las transportistas de gas del país, que podrían cobrar tarifas de exportación y optimizar el uso de capacidad ociosa en los meses de baja demanda. Incluso pondría en valor el gasoducto, está inactivo desde hace cinco años, que atraviesa las provincias de Entre Ríos y Corrientes.

Esta exportación representaría además un gran alivio para las arcas del Estado, gracias al ingreso de las tan necesarias divisas para fortalecer nuestra economía. Y, por otro lado, reforzaría los lazos de comercio y cooperación con Brasil, aliado económico clave de Argentina.

 

 

Fuente: https://www.infobae.com/opinion/2020/11/19/brasil-necesita-importar-energia-electrica-y-gas-de-argentina/

 

 

 

 

 

 

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Alberto Fernández, en la presentación del Plan Gas.Ar: “En los próximos 3 años, la Argentina recibirá USD 6.500 millones de inversión”

En un evento en el Museo del Bicentenario y frente a los empresarios más importantes del sector energético, el Gobierno de la Nación lanzó formalmente el Plan de Promoción de la Producción de Gas Argentino 2020 – 2023 con el que la Casa Rosada busca ahorrar dólares vía la sustitución de importaciones.

El plan, en su cuarta edición, establece beneficios e incentivos para las empresas para la producción de 30.000 millones de metros cúbicos de gas en cuatro años y de esa manera, el gobierno busca generar un ahorro de USD 9.200 millones porque se dejaría de importar gas y un ahorro fiscal de USD 2.500 millones hasta 2023.

En el cierre del evento, el presidente Alberto Fernández anticipó que el país “podrá ahorrar unos 9200 millones de dólares con la implementación del plan Gas.Ar y señaló que este programa establece que “en los próximos 3 años Argentina reciba USD 6.500 millones de inversión”. Agregó que el país “necesita que la inversión privada venga, desarrolle proyectos, dé trabajo y brinde servicios”, .

El precio tope que se pagará por cada millón de BTU será de u$s 3,70, de acuerdo a lo que aseguró el secretario de Energía, Darío Martínez. Y esto se realizará mediante subastas que comenzarán el próximo jueves 3 de diciembre.

Martínez señaló que este es un “verdadero plan de producción de gas, un eje vertebrador de las inversiones, del empleo, para la industria, para las pymes. Escuchamos a todos los sectores y actores y de cada uno tomamos objetivos y particularidades y visiones. Tuvimos reuniones amables, tensas y duras, pero teníamos una misión y un planteo del Presidente que hay un interés general y nos llevó a definir este plan”.

“Entendemos que algunos quedarán más satisfechos que otros, pero esto es parte de un proceso que se dio con la voluntad de diálogo pero también con los objetivos muy claros”, agregó quien señaló que fue una gran decisión que la Secretaria de Energía pasara de Desarrollo Productivo a Economía.

El gobierno nacional considera que el mecanismo de subastas que se pondrá en marcha arrojará valores de mercado por debajo de u$s 3,70 por millón de BTU. “El que presente la mejor oferta y la mejor oferta es la que necesite el menor estímulo, es la que va a quedar”, señaló el secretario de Energía.

“Esta es una representación de cómo queremos conducir la Argentina, articular reglas de juego con el diálogo, y el Plan Gas refleja eso. Esto nos va a permitir menos dependencia de las importaciones, de aquello que es escaso en la Argentina que son las divisas”, dijo el ministro de Economía, Martín Guzmán.

“El plan se enmarca en una estrategia económica integral donde el Presupuesto 2021 es el pilar más importante donde redefinimos prioridades, cómo gastar. Y ese presupuesto establece la financiación del Plan Gas”, explicó el ministro de Economía.

Los anuncios que se realizaron en el Museo del Bicentenario contaron con la presencia de los ministros Martín Guzmán (Economía), Eduardo De Pedro (Interior), Matías Kulfas (Desarrollo Productivo), Cecilia Todesca (Jefatura de Gabinete), el secretario general Julio Vitobello. Asimismo, estuvo la gobernadora Arabela Carreras (Río Negro); Omar Gutiérrez (Neuquen);Gustavo Saenz (Salta); Sergio Ziliotto (La Pampa), Gustavo Melella (Tierra del Fuego).

Por el sector privado estuvieron los empresarios Marcelo Mindlin (Pampa Energía), Gustavo Mariani (Pampa Energía) Paolo Rocca (Techint), Carlos Ormaechea (Tecpetrol), Pablo Vera Pinto (Oil Gas), Alejandro y Marcos Bulgheroni (PAE), Daniel De Nigris (ExxonMobil Argentina), Hugo Eurnekian (CGC), Marcelo Asis (Shell), Eric Dunin (Chevron), Germán Macchi (Pluspetrol), Guillermo Nielsen (YPF), Sergio Affronti (YPF) y Carlos Magariños Cámara Argentina de Energía (CADE).

El sindicalistas sectorial estuvo representado por Guillermo Pereyra (sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa), Jorge Avila (Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut) y José Lludgar (Sindicato del Personal Jerárquicos y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral.)

Un dato no menor es que, además del precio sostén, la norma también establece que el Estado podrá tomar a su cargo el pago mensual de una porción del precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte resultante de la subasta para reducir el costo del gas a pagar por el usuario.

Esto significa que el Enargas, a través de una audiencia pública discutirá el monto que podrá ser igual o inferior al precio de mercado de la subasta y si hay una diferencia entre este y el precio que se paga por el consumo, estará a cargo del Estado nacional vía subsidio.

A través del decreto 892/2020 publicado en el Boletín Oficial, el gobierno nacional puso en marcha el Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino, entre los puntos claves de la norma se destacan que habrá una asignación de volúmenes por cuenca a las licenciatarias de distribución en función del orden creciente de precios ofertados.

Un dato no menor es en lo que se refiere a las exportaciones, en donde la norma señala que las autorización de exportaciones habrá un volumen contractualizado será autorizado, en forma parcial, para su destino de exportación en condición firme fuera del período estacional de Invierno.

Esto también viene de la mano con la autorización del Banco Central para que las empresas que están dentro del Plan Gas puedan acceder al Mercado Único y Libre de Cambios a partir del segundo año de realizada la inversión.

Desde ese momento, el Banco Central permitirá el libre al mercado de cambios para la repatriación de las inversiones, las rentas que generen y el vencimiento de capital e intereses de endeudamientos financieros por las inversiones concretadas a partir del pasado 16 de noviembre, fecha en la que se publicó en el Boletín Oficial la norma y que comenzará a regir a partir de mañana, 1 de diciembre.

Aunque se están incrementando las fracturas en Vaca Muerta, también establece que en el caso de que una cuenca no pueda cubrir con los volúmenes

Hay una particularidad respecto de los proyectos off Shore, en donde la norma establece que tendrá un plazo adicional de cinco años con lo que para las operaciones en el mar argentino será de ocho años el Plan Gas y no de tres.

Esto podría llegar a ser de nueve años porque también se establece la posibilidad de extender por un año el plan productivo.

 

 

Fuente: https://www.infobae.com/economia/2020/11/30/alberto-fernandez-en-la-presentacion-del-plan-gasar-en-los-proximos-3-anos-la-argentina-recibira-usd-6500-millones-de-inversion/

 

 

 

 

 

 

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La producción de petróleo se recupera paulatinamente en Santa Cruz

Desde hace tres meses la producción petrolera se recupera en Santa Cruz. No llega todavía a los niveles de pre pandemia, pero la reactivación de equipos y la mejora de las variables macroeconómicas alientan un moderado optimismo en el sector. La producción de petróleo y de gas sufrió los embates de la pandemia de Covid-19 como pocos sectores. La economía se frenó globalmente y la demanda de crudo se derrumbó estrepitosamente. Eso causó un alto impacto en el sector. Sin demanda interna ni externa, se llegó a ventas irrisorias en precios negativos para lograr mantener la capacidad de almacenamiento y evitar paralizar los […]

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Pluspetrol mantiene su apuesta de crecimiento en La Calera

La compañía independiente trabajó sobre la geología de su bloque estrella en la formación durante el 2020. Aseguran que tiene potencial para ser uno de los más importantes de Vaca Muerta. Si hay un proyecto en Vaca Muerta que tiene todo para ser el próximo de renombre en la formación es sin dudas la joya de Pluspetrol: La Calera. A pesar de lo que fue el 2020 para la industria la firma transitó una buena parte de la curva de aprendizaje de la geología y a través del desarrollo del bloque buscan no solo ser más protagonistas en la matriz energética sino también […]

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RefiPampa lanza Obligaciones Negociables para ampliar su refinería y extender la red de EESS

Buscará entre 200 y 500 millones de pesos para profundizar y acelerar su plan de inversión y crecimiento. Con la emisión de las Obligaciones Negociables (ON) RefiPampa buscará entre 200 y 500 millones de pesos para profundizar y acelerar su plan de inversión y crecimiento. La misma será el próximo viernes 4 de diciembre en pesos y dollar linked, con el objetivo de ampliar la refinería y extender la red de estaciones de servicio Low Cost. La emisión será bajo régimen general, pero cabe destacar que la empresa cuenta con certificación Pyme. El organizador y colocador es el Banco de Valores, junto a SBS Trading y Provincia Bursátil […]

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YPF invirtió US$ 166 millones en la central térmica La Plata II y duplica su generación eléctrica

Permitirá abastecer de energía eléctrica a 210.000 hogares y proveer de 200 toneladas por hora de vapor para las operaciones de su refinería. La empresa YPF inauguró este miércoles la central térmica La Plata Cogeneración II en la localidad bonaerense de Ensenada, que con con una inversión de US$ 166 millones, permitirá abastecer de energía eléctrica a 210.000 hogares y proveer de 200 toneladas por hora de vapor para las operaciones de su refinería. En un acto que encabezó este mediodía el presidente Alberto Fernández, se inauguró la obra de complementación de la centra térmica instalada dentro del predio de la refinería y operada por YPF […]

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Invierten 60 millones para mejorar las redes eléctricas en el centro y en Paso Córdoba

Una inversión de 60 millones de pesos se puso en marcha para mejorar la seguridad pública y la calidad del servicio eléctrico en la zona céntrica y en el barrio Paso Córdoba de Roca. El anuncio lo hizo la empresa Edersa, a partir de un paquete de obras coordinado con el gobierno provincial, que apunta a modernizar todo el sistema de distribución eléctrica del corazón comercial y administrativo de la ciudad, además de construir una nueva línea de media tensión entre el sector urbano y el barrio rural ubicado en proximidades del río Negro. Los trabajos a la vera de la Ruta Provincial 6, […]

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Energías renovables: Capitanich y Fernández inauguraron dos centrales de biomasa

Las empresas Seismega-Unitán e Indunor-Sersa invirtieron un total de 43 millones de dólares y sumarán 19 megavatios de potencia eléctrica. El gobernador Jorge Capitanich, junto con el presidente de la Nación Alberto Fernández, inauguraron ayer dos plantas de biomasa en Puerto Tirol y La Escondida mediante una transmisión en simultáneo con Buenos Aires. Las plantas, fortalecerán el suministro eléctrico en la provincia, sumando 19 megavatios de potencia a través de la energía forestal renovable. ‘Queremos destacar el valor estratégico de esta inversión por varias razones: la provincia del Chaco tiene 47,4% de superficie boscosa, donde el bosque nativo cumple un […]

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Basualdo demanda información a las distribuidoras para definir a cuáles les otorga financiamiento

La intención del gobierno es tener una idea precisa de la situación financiera que atraviesan las empresas para decidir cuáles y en qué medida serán beneficiarias del financiamiento previsto en el artículo 87 del Presupuesto 2021. El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, envió a las distribuidoras eléctricas un Excel con una extensa serie de requerimientos informativos que las compañías deberán completar. La intención del gobierno es tener una idea precisa de la situación financiera que atraviesan las empresas para decidir cuáles y en qué medida serán beneficiarias del financiamiento previsto en el artículo 87 del Presupuesto 2021. La deuda de las distribuidoras con la Compañía […]

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El reemplazo de Touriñán: proponen al petrolero Héctor Millar como nuevo presidente de Petrominera Chubut

El pliego tomará estado parlamentario en la sesión de este jueves de la Legislatura Provincial. En la minuta de la sesión que este jueves se llevará adelante en la Legislatura del Chubut figura la presentación del pliego que propone a Héctor Manuel Millar como presidente de Petrominera Chubut. Millar, tesorero del Sindicato del Petróleo y Gas Privados, ocupa un cargo en el directorio de la empresa estatal desde enero de este año, tras ser propuesto para ello por el gremio pretrolero en diciembre del 2019. En esa oportunidad, el pliego de autoridades incluía a Javier Touriñán como nuevo presidente, en reemplazo […]

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El caso Explora: por qué una empresa verde necesita que la economía se reactive para elaborar biocombustibles y exportar

El título inicial dice que la empresa Explora invirtió u$s5 millones en una planta que transforma desechos cloacales en biodiésel. Pero el título es más grande. Explora es una empresa argentina que desarrolla tecnología para convertir diversos tipos de desechos en biocombustibles que se exportan y generan dólares. Y necesita, justamente, de que haya actividad productiva para buscar esos residuos, transformarlos y venderlos al exterior. La cosa es todavía más interesante. Además de mitigar las emisiones de dióxido de carbono mediante la producción de biocombustibles e impulsar al segmento de energías renovables, la Argentina refuerza su posición en este rubro y se posiciona […]

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Mendoza, en contra del Plan Gas que beneficia a La Pampa

Desde el Gobierno mendocino advirtieron que el programa de Nación promueve a las empresas a destinar sus recursos a otras provincias. El Gobierno de Mendoza salió a manifestar su descontento con el Plan de Promoción de la Producción de Gas Argentino (Plan Gas.Ar) anunciado por el Gobierno Nacional y que beneficia, entre otras provincias, a La Pampa. El programa anunciado por el presidente Alberto Fernández, actividad de la que participó el gobernador Sergio Ziliotto, busca llevar la producción a 30.000 millones de metros cúbicos en cuatro años, para generar un ahorro fiscal de US$ 2.500 millones y evitar la salida […]

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La Delegación de Uruguay de la Comisión Técnica Mixta de Salto Grande nombró a un nuevo vicepresidente

Se trata de Nicolás Irigoyen, quien se unió al equipo que conforman el presidente, Carlos Abisu, y el delegado Daniel Arcieri.Perfil de Irigoyen El nuevo vicepresidente, licenciado en Economía, viene de desempeñarse como gerente general de Cambio Iberia, CentralSur S.A. También trabajó como analista económico para PricewaterhouseCoopers Latinoamérica, y como supervisor de proyectos en la compañía hotelera australiana Aldesta Hotel. Posee experiencia en la creación de infraestructuras comerciales, crecimiento empresarial, optimización de recursos, gerencia y consultoría en el ámbito privado, tanto en empresas multinacionales como nacionales. Irigoyen, sobre su nuevo rol, sostuvo que “es un orgullo grandísimo representar al país. […]

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GE presenta la turbina eólica terrestre de 6MW, su aerogenerador más potente hasta la fecha

El gigante mundial de la ingeniería GE ha presentado su turbina eólica terrestre más poderosa hasta la fecha, una versión de 6MW (6.0-164) de su línea de turbinas Cypress, que promete generar un aumento del 11% en la producción anual de energía con respecto al anterior modelo del rango de 5.3MW. GE Renewable Energy ha anunciado la presentación de la nueva turbina, que, al igual que sus predecesoras en la plataforma Cypress, presenta una pala patentada de dos piezas que se dice que mejora la logística y reduce los costos de instalación y mantenimiento. Lanzada en 2017, la plataforma eólica terrestre Cypress de […]

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Siemens Energy y Porsche avanzan en el desarrollo de combustibles climáticamente neutros

Siemens Energy, junto con el fabricante de autos deportivos Porsche y un grupo de compañías internacionales, está desarrollando e implementará un proyecto piloto en Chile que se espera sea la primera planta integrada, comercial, a escala industrial del mundo para producir combustibles sintéticos neutrales para el clima (e-fuels).

En la fase piloto, se producirán alrededor de 130.000 litros de e-fuel. En dos fases adicionales, la capacidad se incrementará a unos 55 millones de litros anuales de e-fuel para el 2024 y alrededor de 550 millones de litros anuales hacia 2026. Porsche será el principal cliente del combustible verde. Otros partners del proyecto son la compañía energética AME, la petrolera chilena ENAP y la energética italiana Enel.

El proyecto piloto “Haru Oni” en la provincia de Magallanes aprovecha las excelentes condiciones del viento en el sur de Chile para producir combustible climáticamente neutro con la ayuda de energía eólica. Como parte de la estrategia nacional de hidrógeno alemana y para apoyar el proyecto, Siemens Energy recibirá unos 8 millones de euros del Ministerio Federal de Economía y Energía, según anunció el ministerio.

Christian Bruch, CEO de Siemens Energy, sostuvo: “el desarrollo de una industria de energía sostenible requiere un replanteamiento. La energía renovable ya no se produce solo donde se necesita, sino donde los recursos naturales como el viento y el sol están disponibles en grandes cantidades. Esto significa que se crearán nuevas cadenas de suministro en todo el mundo para transportar energía renovable de una región a otra. Esto es particularmente importante para Alemania que, al final del día, tendrá que importar energía para poder cubrir su demanda nacional. El hidrógeno jugará un papel cada vez más importante en el almacenamiento y transporte de energía en el futuro. El soporte del proyecto por parte del gobierno federal es una señal importante «.

El CEO de Porsche, Oliver Blume, indicó: “la electromovilidad es una prioridad para Porsche. Los E-fuels para automóviles son un valioso complemento, si se producen en lugares del mundo donde hay un superávit de energía sostenible. Son un elemento adicional camino hacia la descarbonización. Su ventaja radica en la facilidad de aplicación: los e-fuels pueden ser utilizados en motores de combustión e híbridos plug-in, y pueden hacer uso de la red de estaciones de carga existentes. Utilizándolos, podemos hacer una contribución a la protección del clima. Como fabricante de motores eficientes de alta performance, tenemos un amplio expertise técnico. Sabemos exactamente qué características de combustible necesitan nuestros motores para funcionar con un impacto medioambiental mínimo. Nuestra participación en la primera planta comercial integrada de e-fuels del mundo soporta el desarrollo de los combustibles alternativos del futuro”.

Por su parte, el ministro de Economía alemán, Peter Altmaier, subrayó: “el hidrógeno es un elemento clave para lograr una transformación energética exitosa en todos los sectores. Por ello hemos planteado como objetivo en nuestra Estrategia Nacional del Hidrógeno el aprovechar las oportunidades del hidrogeno para el clima, la energía y la economía. Sabemos que nuestra demanda local no podrá ser satisfecha con producción propia, y que por ello debemos conformar alianzas internacionales. Me alegra entonces ver que Siemens Energy y Porsche construyan capacidades de producción en otros países junto a estructuras de importación de hidrogeno verde y sus derivados. Gracias al know-how alemán, por primera vez en el mundo, las innovaciones de laboratorio se aplican en la primera planta integral comercial “.

Siemens Energy es co-desarrollador del proyecto “Haru Oni” (también conocido como HIF) y actúa como integrador de sistemas cubriendo toda la cadena de valor, desde la generación de energía utilizando turbinas eólicas Siemens Gamesa, hasta la producción de hidrógeno verde y la conversión de combustible sintético. La electrólisis flexible PEM (PEM = Proton Exchange Membrane) de la empresa es ideal para el uso de energía eólica volátil.

Como principal cliente del combustible, Porsche planea en la primera fase utilizar los e-fuels de Chile en proyectos específicos. Entre ellos se prevé el uso de e-fuels en vehículos Porsche para automovilismo deportivo, en los Porsche Experience Center y más adelante en vehículos de serie. El fabricante de automóviles deportivos comenzará con una inversión inicial de aproximadamente 20 millones de euros.

AME es el desarrollador principal y propietario de la compañía del proyecto HIF (Highly Innovative Fuels). Enel es cofundador de la planta, con foco en la energía eólica y la electrólisis. ENAP apoyará el proyecto aportando personal operativo, mantenimiento y logística.

Chile, con sus excelentes condiciones climáticas para la energía eólica y el bajo costo asociado de la electricidad, tiene un potencial muy alto en términos internacionales para producir, exportar y utilizar localmente hidrógeno verde. Para generar hidrógeno verde, los electrolizadores utilizan la energía eólica para disociar el agua en sus dos componentes, oxígeno e hidrógeno. En un segundo paso, se filtrará el CO2 del aire para luego combinarlo con el hidrógeno verde y formar metanol sintético. El resultado es metanol renovable que puede ser convertido en una gasolina amigable con el medio ambiente, utilizando una tecnología MTG (Methanol To Gasoline) a ser licenciada y soportada por ExxonMobil.

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El fabricante de motos eléctricas NIU se expande en Argentina: dónde estarán sus concesionarios

Niu está en Argentina desde fines de 2019 a través del representante oficial Lion Ventures S.A. y abrirá nuevos locales el año que viene l fabricante de motos eléctricas NIU expandirá su red comercial en Argentina en 2021 abriendo nuevos concesionarios en las ciudades de Rosario, Córdoba, Mendoza y Neuquén. El modelo más elegido por los consumidores es el N Sport, que dispone de una potencia máxima de 2300 W. Su batería de 29 Ah, que permite desarrollar una autonomía de entre 50 y 80 kilómetros, explicó Alejandro Zunda Cornell, representante oficial también en Uruguay y Florida (Estados Unidos). La compañía tiene a la venta tres modelos más: […]

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Juan Carlos Jobet: «Pensar en una tarifa para electromovilidad es una herramienta que por supuesto empujaremos»

Teniendo en cuenta los objetivos de carbono neutralidad y transporte eléctrico del gobierno en los próximos años, ¿se pueden esperar próximas licitaciones de transporte público eléctrico?

Chile se comprometió a través de la Estrategia Nacional de Electromovilidad lograr que el 100% de los vehículos de transporte público sean eléctricos al 2040. Adicionalmente, nuestro plan de carbono neutralidad indica que la electromovilidad es una de las medidas más costo eficientes para los vehículos de alto recorrido (o alto consumo).

El gobierno puso el énfasis en el transporte público, donde a la fecha hemos logrado ser el segundo país con más buses eléctricos en el mundo y un referente regional con casos de éxito. El Ministerio de Transportes y Telecomunicaciones lidera esta iniciativa.

¿En qué categoría de vehículos puede haber novedades sobre convocatorias públicas?

Particularmente, desde el Ministerio de Energía hemos iniciado este mes un proceso de licitación para la adquisición de taxis eléctricos, que considerará a 50 beneficiarios, dueños de taxis básicos de la Región Metropolitana, quienes podrán optar a un cofinanciamiento para la compra de un vehículo eléctrico (VE).

En estos momentos se encuentra en su primera etapa para la selección de la empresa proveedora de vehículos eléctricos.

Además del transporte público, ¿Qué políticas se pueden implementar para incentivar al sector privado?

Como Gobierno estamos trabajando para generar instrumentos con las distintas carteras involucradas que nos permitan facilitar el acceso a la electromovilidad a todas las personas. Desde el Ministerio de Energía hemos trabajado en fomentar la movilidad eléctrica en vehículos que tienen mayor recorrido, y por ello el énfasis que hemos puesto en el transporte público.

¿Podría mencionar un ejemplo?

La Agencia de Sostenibilidad Energética, con el apoyo del Ministerio de Energía, cuenta con la Aceleradora de Electromovilidad, cuyo fin es apoyar técnicamente el desarrollo de proyectos de electromovilidad en empresas privadas.

¿Se trabaja en otro proyecto para incentivar a este sector?

Cabe destacar en el marco del Proyecto de Ley de Eficiencia Energética que ingresó en septiembre de 2018 al Congreso, establece el incentivo a la importación de vehículos eléctricos, ya que éstos podrán ser contabilizados hasta tres veces en la verificación del cumplimiento de estándares de eficiencia energética del parque vehicular a exigirse a los importadores o representantes de cada marca.

También, con el fin de facilitar el acceso y conexión de los usuarios de vehículos eléctricos a la red de carga, la Ley de Eficiencia Energética en trámite, facultará al Ministerio de Energía para normar la interoperabilidad del sistema de recarga de vehículos eléctricos.

Se incluye un artículo que faculta a la Dirección Nacional o Regional del Servicio de Impuestos Internos, según corresponda, a poder establecer vidas útiles diferenciadas respecto a la aplicación de depreciación acelerada de vehículos eléctricos. Se podrán considerar 3 años de vida útil normal y 1 año para depreciación acelerada.

¿Cuál es el estado actual del proyecto de ley?

El proyecto de ley se encuentra en su tercer trámite constitucional en la cámara del Senado.

¿En qué plazo se hará la transición de vehículos a combustión por eléctricos en Chile?

Es importante mencionar que el recambio de vehículos convencionales por eléctricos se dará paulatinamente, desde aquellos con mayor recorrido anual (pues son económicamente más convenientes si se considera la vida total del vehículo) hacia aquellos con menor recorrido anual. Esto, a medida que los costos de los vehículos continúen bajando.

¿Hay que estandarizar los conectores?

En el proyecto de Ley de Eficiencia Energética en trámite se facultará al Ministerio de Energía para normar la interoperabilidad del sistema de recarga de vehículos eléctricos, con el fin de facilitar el acceso y conexión de los usuarios de vehículos eléctricos a la red de carga, vemos una oportunidad de trabajo colaborativo con todos los actores, tanto públicos como privados, en la definición de los distintos servicios que serán establecidos en esta normativa.

¿Es necesario definir un estándar o multiestándar?

Es un tema muy interesante que debemos estudiar responsablemente, en donde se presentan varias alternativas, por lo que siendo un país netamente importador, por el momento, debemos evaluar las consecuencias económicas y técnicas de cada una de ellas.

¿Es momento de regular las tarifas de energía para vehículos eléctricos?

Se pueden visualizar oportunidades para el mercado eléctrico y los usuarios. En el segmento de distribución eléctrica existen desafíos respecto a las holguras necesarias en el largo plazo para poder abastecer la potencia demandada por electro terminales y a la modernización del segmento.

Hay un proyecto de ley que crea el comercializador de energía, lo que abrirá otros espacios y modelos de negocios que reconozcan los beneficios de la electromovilidad para la red y el usuario, dado que es una demanda flexible, pero que además puede apoyar a la red usando el sistema V2G.

Existen varias herramientas que mejoran la convivencia entre la electromovilidad y la red. Y pensar en una tarifa para electromovilidad es una de ellas que por supuesto empujaremos.

¿Cómo impactará la movilidad eléctrica en la demanda del sistema eléctrico?

La electromovilidad tiene el potencial de ser una demanda flexible del sistema eléctrico, por lo tanto, se puede aprovechar para el mejor uso de las instalaciones eléctricas y como respaldo energético de instalaciones.

¿Qué rol tendrá el hidrógeno verde?

El hidrógeno verde es una oportunidad para diversificar la matriz energética y Chile tiene un enorme potencial para ser de los países más competitivos en su producción, debido a nuestro gran potencial de generación de energía renovable solar y eólica.

¿Y aplicado en transporte?

En el caso del transporte terrestre, ya se observa a nivel internacional la tendencia a complementar la electromovilidad a baterías con el uso de vehículos eléctricos con celdas de combustibles de hidrógeno, para aquellas operaciones con viajes de larga distancia y/o para el transporte de carga, principalmente porque su uso proporciona alta autonomía sin la necesidad de agregar mayor peso al vehículo.

¿Permitirá acelerar los planes de descarbonización?

En Chile esperamos también que el transporte de carga pesada de larga distancia pueda utilizarlo. Con la incorporación de nuevos pilotos (como sucedió con los vehículos a baterías) se puede hacer realidad en el corto plazo para las medidas que comprometimos para la carbono neutralidad al 2050.

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BID Invest emite el cuarto bono para el financiamiento de energía renovable en Uruguay

La compañía propietaria de los proyectos es Solaria Energia y Medio Ambiente, S.A, multinacional española dedicada a la explotación del negocio de generación eléctrica basada en la energía solar fotovoltaica.

La financiación incluye la emisión de un bono B senior adquirido en su totalidad por clientes de MetLife Investment Management, el cuarto que BID Invest emite para financiar la energía renovable en Uruguay.

Las plantas Natelu y Yarnel, operativas desde julio y junio de 2017 respectivamente, generan aproximadamente 32,9 GWh de energía renovable al año, lo que significa un desplazamiento promedio anual de casi 18.000 toneladas de emisiones equivalentes de dióxido de carbono.

Ambas instalaciones representan 22,7 MWp de capacidad solar a la red y venderán la energía a la empresa estatal Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas (UTE) durante los próximos 23 años.

Durante la vida útil del proyecto, se desplazarán 400 mil de toneladas de emisiones contaminantes. Las dos plantas solares contribuirán al objetivo del país para agregar nuevas fuentes de electricidad procedente de energías renovables y aumentarán la diversificación de la matriz energética uruguaya.

Uruguay es un ejemplo internacional de cómo transformar la matriz energética de un país de forma exitosa.

El paquete financiero de US$28,1 millones de BID Invest consiste en un préstamo de fondos propios por US$2,8 millones y la emisión de un bono B en el mercado privado por valor de US$25,3 millones, pendiente de cumplir condiciones precedentes para su fondeo.

La estructura de financiación con bonos B facilita el desarrollo de una fuente de financiación alternativa a través de los mercados de capital.

La combinación de ambos tipos de financiamiento permite a BID Invest contribuir a la movilización de un mayor número de inversores institucionales, locales e internacionales, y ayuda a dirigir mayor cantidad de recursos hacia el sector de las energías renovables.

La operación contribuye potencialmente a tres de los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas: Energía asequible y no contaminante (ODS 7), Acción por el clima (OSD 13) y Alianzas para lograr los objetivos (OSD 17).

 

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La draga más ecológica del mundo ahora es de bandera nacional

Jan De Nul, la compañía familiar de origen belga, líder en obras de infraestructura marítima y portuaria, con 25 años de trayectoria en el país, ha logrado un nuevo hito a nivel local. El buque Afonso de Albuquerque, conocido internacionalmente por ser la primera draga del mundo en cumplir con las normas medioambientales más estrictas, las Euro V, ahora además de ser amigable con el medioambiente, ha conseguido operar localmente bajo la condición de Barco de Bandera Argentina según la ley 27.419. Cumpliendo con el compromiso de que el total de su tripulación este compuesta por navegantes de nacionalidad argentina, lo que implica mayor mano de obra de local y un compromiso de capacitación continua de estos profesionales por parte de la compañía.

Con una inversión de casi 40 millones de dólares, la draga Afonso de Albuquerque se terminó de construir hace un año en los astilleros Keppel Singmarine de Nantong, China, y es la primera embarcación en el planeta que cuenta con un sistema de filtrado de gases que logra una reducción certificada del 99% de las partículas residuales de la combustión. En la Argentina este buque ecológico ya venía realizando obras de dragado en la Hidrovía Paraguay-Paraná, la novedad es que, en consistencia con el compromiso de la compañía Jan de Nul con el país, alcanzó el 100% de tripulación argentina.

Esta draga se suma a la primera de Bandera Nacional que ya había logrado Jan de Nul con su buque Alvar Nuñez Cabeça de Vaca, consolidando este camino, que permite además que profesionales argentinos reciban capacitación en Bélgica, y una formación teórico-práctica bajo las normas más exigentes de navegación a nivel a mundial.

Desde la alta dirección de la compañía manifestaron satisfacción por este nuevo hito que ratifica el camino hacia la sustentabilidad y consolida el compromiso de Jan de Nul con el país, contribuyendo a su desarrollo y a su vez sumando más y mejores oportunidades de trabajo para los argentinos.

Jan de Nul es una empresa familiar de origen belga y está presente en más de 150 países. Es líder mundial en obras de infraestructura marítima, dragado, ingeniería civil y medio ambiente. Cuenta con una facturación anual de US$ 3000 millones y más 7.000 empleados a nivel mundial. En la Argentina opera hace 25 años y cuenta con 500 profesionales.

El grupo Jan de Nul es líder en el mercado de dragado y obras marítimas, así como en servicios especializados para el mercado off shore de petróleo, gas y energía renovable. Jan de Nul es una empresa líder en ingeniería civil y actividades medioambientales.

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Total Eren pone en marcha del parque eólico «Malaspina» de 50 MW en Argentina

El parque eólico “Malaspina” se encuentra en la provincia de Chubut, una de las cinco provincias de la Patagonia, ubicada sobre la costa atlántica, en donde la velocidad promedio del viento puede
superar los 10 m/s (comparable a la que se registra en los parques eólicos marítimos de la zona alemana del Mar del Norte).

El parque eólico fue financiado conjuntamente por KfW IPEX-Bank y FMO en diciembre de 2018, y cuenta con un contrato de abastecimiento de energía (PPA, por sus iniciales en inglés) a 20 años en dólares con CAMMESA, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico en Argentina.

Está equipada con 14 turbinas eólicas de tipo 3.6M114 NES de la empresa alemana Senvion, y se espera que produzca 245 GWh por año, lo suficiente para abastecer a 60.000 hogares en Argentina.

Total Eren fue uno de los primeros desarrolladores europeos en realizar actividades en Argentina, tras la primera ronda del programa nacional RenovAr, en 2016. Hoy en día, Total Eren posee en el país tres plantas de energía solar y eólica que suman 180 MW en explotación o en construcción, y todas cuentan con contratos de abastecimiento de energía a 20 años con CAMMESA.

Además de “Malaspina”, Total Eren está construyendo otro parque eólico llamado “Vientos Los Hércules” (97,2 MW) en la provincia de Santa Cruz, del que Mitsui & Co., Ltd posee un 34 %, y puso
en marcha un parque solar fotovoltaico de 30 MWp llamado “Caldenes del Oeste” en la provincia de San Luis, en agosto de 2018.

Adicionalmente a estos proyectos, Total Eren ha participado en más de 600 oportunidades de diálogo y 150 actividades de desarrollo comunitario con los grupos de interés locales.

La empresa ayudó a otorgar becas a estudiantes de universidades y escuelas secundarias, a organizar talleres de concientización ambiental y actividades comunitarias para desarrollar distintas habilidades, a facilitar herramientas para reducir la brecha digital, a brindar acceso al agua potable, a mejorar la seguridad vial a nivel comunitario y colaboró en la lucha contra COVID-19, entre otras necesidades de la comunidad.

Además de sus 180 MW de activos de energía renovable en Argentina, Total Eren posee 190 MWp de capacidad solar en construcción en Chile y 300 MW de plantas de energía solar y eólica en
explotación o en construcción en Brasil.

Fabienne Demol, Vicepresidenta Ejecutiva y Directora General de Desarrollo de Total Eren, comentó: “Estamos felices de haber logrado la puesta en marcha del proyecto eólico Malaspina, el
segundo proyecto de energía renovable que ponemos en marcha en Argentina, después del parque solar “Caldenes del Oeste”. Este nuevo logro muestra nuestro sólido compromiso con este mercado.

Quiero agradecer a nuestros equipos por su determinación y fortaleza para alcanzar la puesta en marcha exitosa de este proyecto. Para el futuro, deseo que podamos ofrecer más soluciones de
energía renovable competitivas en Argentina y en Latinoamérica.”

Martín Parodi, Director General de Total Eren en Argentina, añadió: “Estamos muy contentos de haber obtenido la operación comercial de nuestro parque eólico Malaspina, fruto de dos años de intenso trabajo. La construcción y la puesta en marcha no han sido sencillas debido a los desafíos particulares que hemos enfrentado (incluyendo la insolvencia de Senvion y COVID-19). Sin embargo, gracias al apoyo y a los esfuerzos de nuestras entidades financieras, proveedores y contratistas, y especialmente gracias al increíble trabajo que realizaron nuestros equipos de Francia y Argentina, hemos podido sobreponernos y alcanzar este hito tan importante. Esperamos completar nuestros proyectos en curso y seguir participando activamente en el sector de la energía renovable en Argentina y en Latinoamérica.”

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«Casi 700 grandes usuarios pueden capitalizar beneficios por contratar energías renovables»

¿Cuál es el avance de sus negocios en torno a la comercialización de energía de los parques renovables del MATER? 

Este año tuvimos un crecimiento exponencial en la cantidad de energía comercializada, creciendo en cantidad de clientes cada trimestre. Tenemos una cartera de compra diversificada en las distintas tecnologías: solar, eólica y mini-hidro; lo que nos brinda gran seguridad en el suministro. Así también, estamos diversificados en plazos de compra, con acuerdos van desde los 5 hasta los 20 años. Del lado de la venta, los plazos más habituales en los contratos son 5 y 10 años.

¿Cuántos usuarios en Argentina están comprando electricidad proveniente de grandes plantas de generación renovable?

Actualmente, hay aproximadamente 300 grandes usuarios que ya compran energías renovables aprovechando el máximo descuento de potencia, lo que representa el 30% de los GUH que están en el mercado mayorista. La otra mitad de los GUH que tienen el suministro con las distribuidoras no tiene ningún beneficio económico por pasar al mercado mayorista y hacer contratos de EERR; hoy, les conviene quedarse en la distribuidora pagando por la energía el precio estacional y no los costos reales del sistema. Es decir, aún quedan casi 700 grandes usuarios que pueden capitalizar los beneficios por contratar Energías renovables.

Existen 17 proyectos del MATER con demoras significativas en sus hitos de construcción y entrada en operación, ¿han avanzado en conversaciones con algunos de ellos para garantizarles la venta de su energía? 

Si, tenemos convenios de exclusividad con varios de ellos. Estamos esperando que puedan destrabar los problemas en el financiamiento, que es el común denominador de las demoras, para poder comercializarlos. Además, el mercado tiene demanda insatisfecha de EERR, lo que nos permitiría comercializarla rápidamente.

¿Han encontrado más interés de usuarios industriales en apostar por autogeneración? ¿qué casos de éxito destacan? 

Hay mucho interés de la industria por las soluciones de autogeneración. Los casos de éxito por lo general avanzan cuando el cliente tiene conciencia ambiental, marketing como marca verde o bien mandato de casa matriz o del directorio. Los casos donde sólo se analiza la autogeneración como una inversión económico financiera son más difíciles de avanzar, ya que el precio de la energía que pagan con la distribuidora está subvencionado.

¿Qué nuevas metas se propone lograr Cinergia Solar en 2021? 

Tenemos objetivos conservadores a la espera de ver que pasa con la adhesión a la ley 27424 de la provincia de Buenos Aires y la evolución de los precios de la energía. 

Sigue siendo nuestra visión complementar los contratos de suministro ó PPA con autogeneración, de forma de encontrar soluciones óptimas para cada cliente.

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El Gobierno alemán invertirá más de 8 millones de euros para desarrollar hidrógeno verde en Chile

El ministro federal de Economía y Energía de Alemania, Peter Altmaier, informó al director ejecutivo de Siemens Energy, Christian Bruch, la aprobación de un crédito por 8,23 millones de euros para el proyecto de hidrógeno verde ‘Haru Oni’, que se está instalando en Magallanes, la región más austral de Chile.

Este hito pasa a ser relevante ya que se trata del primer emprendimiento que recibe financiación del paquete de estímulo de la Estrategia Nacional del Hidrógeno Verde chilena.

“El proyecto demuestra que es posible producir de forma sostenible hidrógeno verde, y sus derivados, con la ayuda de las últimas tecnologías ‘Made in Germany’, por ejemplo en Chile”, destacó el ministro Altmaier.

A su vez, enfatizó en que “el proyecto ‘Haru Oni’ traduce tecnologías y procesos innovadores recién salidos del laboratorio directamente en la aplicación”. “El objetivo es implementar estas tecnologías a escala industrial. Al proporcionar financiación para este proyecto, estamos fortaleciendo a Alemania como centro de la industria y las exportaciones”, resaltó el funcionario.

Por su parte, el ministro de Energía chileno, Juan Carlos Jobet, también destacó la noticia. “Chile se posiciona en el mundo como un polo para la producción de hidrógeno verde. La decisión del gobierno de Alemania de invertir en un proyecto de hidrógeno en Magallanes ratifica la ambición de nuestra estrategia nacional de hidrógeno verde y el potencial que tenemos”, subrayó.

El proyecto de hidrógeno ‘Haru Oni’ está siendo desarrollado por Siemens Energy, en conjunto con AME, Enap, Enel Green Power y Porsche. Utilizará energía eólica para producir hidrógeno y capturará CO2 para producir 350 toneladas de combustible neutro y 130.000 litros de eCombustible.

Se estima que la prueba piloto del proyecto esté operativa para el 2022 y costará unos 38 millones de dólares.

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México se compromete a realizar un manejo sostenible del océano en alianza con 13 países

El Panel de Alto Nivel para una Economía Oceánica Sostenible (Ocean Panel) presentó hoy una nueva agenda de acción oceánica, junto con compromisos audaces y nuevas investigaciones. Los 14 líderes mundiales del Ocean Panel se comprometieron a gestionar de manera sostenible el 100% del área oceánica bajo jurisdicción nacional para 2025, guiados por Planes Oceánicos Sostenibles.

Los países aportarán un enfoque holístico a la gestión oceánica que equilibre la protección, la producción y la prosperidad de casi 30 millones de km2 de aguas nacionales, un área del tamaño de África. El Ocean Panel también instó a los líderes de los estados costeros y oceánicos de todo el mundo a unirse al objetivo del 100% para que todas las Zonas Económicas Exclusivas (ZEE) sean gestionadas de manera sostenible para 2030.

Los líderes de Australia, Canadá, Chile, Fiyi, Ghana, Indonesia, Jamaica, Japón, Kenia, México, Namibia, Portugal y los Copresidentes del Ocean Panel de Noruega y Palaos lanzaron hoy las Transformaciones para una economía oceánica sostenible: una visión para la protección, la producción y la prosperidad. Estos líderes mundiales comprenden que el océano es fundamental para la vida en la Tierra, la fuente de sustento de las personas y la economía, pero también reconocen que la salud del océano está en riesgo por presiones como la contaminación, la sobrepesca y el cambio climático.

Por eso, hace dos años, los miembros del Ocean Panel se propusieron desarrollar un conjunto de recomendaciones transformadoras para lograr una economía oceánica sostenible que beneficiaría a las personas de todo el mundo y protegería el océano de manera efectiva.

El resultado es una nueva agenda de acción oceánica que, si se logra, podría ayudar a producir hasta 6 veces más alimentos del océano, generar 40 veces más energía renovable, sacar a millones de personas de la pobreza y contribuir con un quinto de las reducciones de emisiones de GEI necesarias para permanecer dentro de los 1.5 °C.

“Para nuestro país, una economía oceánica sostenible es necesaria para lograr un objetivo superior: el bienestar general de la población,” dijo el Presidente de México, Andrés Manuel López Obrador.

“Promover esta meta significa, ante todo, priorizar a las comunidades locales, asegurando que el océano continúe siendo una fuente de bienestar para todas y todos. El océano debe de ser parte fundamental de la transformación de México, en donde la protección, la producción y la prosperidad vayan de la mano. La protección del océano y su uso sostenible no es solo una condición necesaria para garantizar la prosperidad económica del mundo, sino también un imperativo moral para asegurarnos de no dejar a nadie atrás y no dejar a nadie fuera”.

Para cumplir con esta agenda, México esta diseñando un nuevo programa nacional para expandir y fortalecer la efectividad de las Zonas de Refugio Pesquero, fortaleciendo esfuerzos de restauración de ecosistemas marinos y costeros, desarrollando una plataforma y Data Hub de datos e información oceánica, y recientemente se adhirió a la Iniciativa Global contra Redes de Pesca Fantasma (GGGI, por sus siglas en inglés), un esfuerzo para prevenir desechos marinos dañinos causados por artes de pesca perdidos o desechados. Con un objetivo de asegurar la protección efectiva y el uso sostenible de los ecosistemas oceánicos, México está desarrollando un análisis y diagnóstico de las medidas basadas en área existentes en el país y promoviendo su fortalecimiento y expansión.

México estará diseñando e implementando Planes Oceánicos Sostenibles para el 100% de sus aguas nacionales, adaptado a sus capacidades y contexto nacional, y a través de procesos existentes dentro de su marco legislativo.

México también promoverá otras acciones para aumentar y fortalecer iniciativas de maricultura, aumentar la transparencia pesquera, y eliminar la pesca ilegal, no declarada y no reglamentada, así como para fortalecer iniciativas de turismo sostenible y promover una mejor contabilidad oceánica nacional.

“El bienestar de la humanidad está profundamente entrelazado con la salud del océano. Nos sostiene, estabiliza el clima y conduce a una mayor prosperidad”, dijo Erna Solberg, Primer Ministra de Noruega y Copresidenta del Ocean Panel. “Durante demasiado tiempo, hemos percibido una elección falsa entre la protección oceánica y la producción. No más. Comprendemos las oportunidades de acción y los riesgos de la inacción, y conocemos las soluciones. Construir una economía oceánica sostenible es una de las mayores oportunidades de nuestro tiempo. Los miembros del Ocean Panel están unidos en nuestro compromiso de gestionar de manera sostenible el 100% de nuestras aguas nacionales para 2025”.

“En un momento en el que ya estamos buscando recuperarnos de la pandemia sin precedentes por COVID-19, entendemos lo vulnerables que somos a las crisis financieras y de salud”, dijo Tommy Remengesau Jr., Presidente de Palaos y Copresidente del Ocean Panel.

“Necesitamos al océano más que nunca para impulsar una recuperación sostenible a largo plazo. El océano es nuestro pasado, nuestro presente y nuestro futuro. No tenemos que elegir entre la protección oceánica y la producción; podemos tener ambos para un mañana saludable, próspero y equitativo si gestionamos adecuadamente nuestros impactos sobre éste. El Ocean Panel llama a cada líder de los estados oceánicos y costeros a que se una a nosotros y convierta nuestro objetivo del 100% en una realidad”.

Un océano saludable es esencial para todos. Más de tres mil millones de personas dependen de los alimentos del océano cada día. El océano cubre el 70% de la tierra y ayuda a transportar al menos el 90% de los bienes. Un océano saludable contribuye con $1.5 billones de dólares anuales a la economía mundial y millones de empleos en los sectores de pesca, turismo, transporte y otros.

El océano proporciona alimento, energía y medicina. Es la fuente de recreación, descubrimientos, identidad y cultura para miles de millones de personas. El océano también estabiliza el clima al absorber aproximadamente un cuarto de las emisiones de CO2 y producir la mitad del oxígeno del mundo. Para proteger este recurso vital y liberar sus beneficios, el mundo debe hacer una transición hacia una economía oceánica sostenible.

Al liderar con el ejemplo, los países del Ocean Panel se comprometieron a implementar un Plan Oceánico Sostenible para 2025. El Ocean Panel también apoya un objetivo global para proteger el 30% del océano para 2030, en el que la contribución de cada país dependerá de las circunstancias nacionales.

Además del compromiso del 100%, hay 74 acciones prioritarias detalladas en las Transformaciones que lograron el consenso de los 14 países. Las recomendaciones se centran en cinco áreas críticas: la riqueza oceánica, la salud oceánica, la equidad oceánica, el conocimiento oceánico y las finanzas oceánicas. Juntos, señalan dónde debería estar el mundo en la próxima década, cuando concluye la Década de la ONU de las Ciencias Oceánicas para el Desarrollo Sostenible y la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible.

El Ocean Panel se compromete a cumplir con estas acciones para el 2030 o antes.

Las recomendaciones audaces pero pragmáticas del Ocean Panel están respaldadas por una base de conocimientos científicos para la acción sin precedentes, incluyendo 20 informes comisionados y documentos técnicos (Blue Papers).

El nuevo informe publicado hoy, Soluciones Oceánicas que benefician a las personas, a la naturaleza y a la economía, busca definir una nueva relación basada en soluciones entre la humanidad y el océano.

El informe determina que lograr una economía oceánica sostenible es posible y benéfico, pero no sucederá si se sigue actuando de la misma manera que siempre. El documento identifica cinco rutas clave para lograr la transición.

“El océano no es ni demasiado grande para fallar ni demasiado grande para arreglar, pero si es muy grande y central para nuestro futuro como para ignorar. El océano tiene un gran potencial sin explotar de proveer soluciones reales para problemas mundiales urgentes, desde el cambio climático y la seguridad alimentaria, hasta la pérdida de biodiversidad y la inequidad,” mencionó la Hon. Dra. Jane Lubchenco, Profesora Distinguida de la Universidad de Oregon State y Copresidenta del Grupo de Expertos del Ocean Panel.

“Los compromisos del Ocean Panel son exactamente lo que se necesita para comenzar a poner nuestra relación con el océano en equilibrio, a través de una protección efectiva, una producción sostenible y una prosperidad equitativa. Podemos utilizar el océano de manera inteligente, en lugar de agotarlo, pero solamente si lo hacemos en serio. Los 14 países del Ocean Panel están escuchando a la ciencia, aprendiendo unos de otros y trabajando juntos. Esta es una combinación poderosa. Si sus compromisos históricos son implementados, los éxitos resultantes provocarán una avalancha de acciones inteligentes de otros actores clave – permitiendo a las personas, a la naturaleza y a la economía prosperar”.

Mientras el mundo busca recuperarse de la pandemia por COVID-19 y de las consecuencias económicas resultantes, el océano puede brindar alivio económico y fortalecer a las comunidades. La investigación del Ocean Panel muestra que un océano más saludable es una inversión inteligente: cada dólar invertido en soluciones oceánicas sostenibles puede generar al menos 5 dólares en beneficios, incluidos beneficios sociales, de salud, económicos y ambientales. Otro documento comisionado por el Ocean Panel descubre que incluir a la economía oceánica en las medidas de recuperación y estímulo, especialmente con los impactos devastadores de la pandemia en los trabajadores y los sectores costeros, tendría enormes beneficios. La investigación identifica oportunidades inmediatas para estímulos azules que pueden crear empleos, proporcionar alivio económico y empujar la economía hacia la resiliencia y la sostenibilidad.

“Necesitamos una mejor gestión y uso sostenible de los recursos del océano para fomentar una recuperación postpandémica del COVID-19 que no sólo sea verde, sino también azul”, dijo António Guterres, Secretario General de las Naciones Unidas. «Felicito a los 14 Jefes de Estado y de Gobierno del Panel Oceánico quienes acordaron que, para 2025, sus países gestionarán de forma sostenible toda el área oceánica bajo sus jurisdicciones nacionales, guiados por Planes Oceánicos Sostenibles».

Ya se están realizando esfuerzos para acelerar, escalar y financiar la nueva agenda de acción oceánica. Esto incluye coaliciones de múltiples partes interesadas enfocadas en la energía oceánica renovable, la contabilidad oceánica, la descarbonización de envíos, el turismo y los alimentos azules. La Coalición de Acción de Energías Oceánicas Renovables (Ocean Renewable Energy Action Coalition, OREAC), la primera coalición en lanzarse públicamente, publicó hoy el informe El poder de nuestro océano para apoyar a los gobiernos de todo el mundo en el escalamiento del desarrollo de energías oceánicas renovables.

El Ocean Panel ha trabajado con una Red de Asesoramiento compuesta por más de 135 organizaciones del sector privado, ONG y organizaciones intergubernamentales de 35 países para promover la acción a través de sus propias instituciones y redes. El trabajo del Ocean Panel también cuenta con el apoyo de un Secretariado con sede en el World Resources Institute, un Grupo de Expertos compuesto por más de 70 líderes científicos y expertos de 26 países, y el Enviado Especial para el Océano del Secretario General de las Naciones Unidas.

Hoy, el Ocean Panel también lanzó la campaña “Give It 100%” para generar un impulso en torno al objetivo del 100%. A partir del 3 de diciembre, los países del Ocean Panel organizarán una serie de eventos nacionales de lanzamiento para construir voluntad política global en torno a sus compromisos. Desde Fiyi hasta México, los países compartirán sus planes específicos para cada país, discutirán las acciones prioritarias y explorarán lo que significa dar el 100% para sus países, sus habitantes y el planeta. La profesora Lubchenco también abrirá, el mismo día, los Diálogos sobre el clima oceánico de la CMNUCC. Siga la conversación en Twitter a través de @OceanPanel y #OceanAction100, #SustainableOceanEconomy y #EconomíaOceánicaSostenible.

Lea las Transformaciones para una economía oceánica sostenible: una visión para la protección, la producción y la prosperidad

Lea el resumen ejecutivo, en español, del informe Soluciones oceánicas que benefician a las personas, la naturaleza y la economía

Lea el informe completo (en inglés) Soluciones oceánicas que benefician a las personas, la naturaleza y la economía

Fuente: WRI México

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Silvia Emaldi, presidenta de UTE: «La solar va a ser la energía del futuro para Uruguay»

El 92% de la energía en Uruguay proviene de fuentes renovables, fundamentalmente a partir de tecnologías hidroeléctrica y eólica. Eso llevó a que en más de una oportunidad el país haya llegado a abastecerse en un 100% con estas alternativas de generación. 

Visto el escenario actual, desde la empresa estatal UTE (Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas,) consideran que no urgirían nuevas inversiones en proyectos de generación variable hasta tanto la demanda crezca significativamente. 

“Con el parque de generación actual más la incorporación de un contrato de biomasa muy importante que se dará en el año 2024 cubriremos la demanda hasta el 2028”, aseguró la Ing. Silvia Emaldi, presidenta de UTE.

Durante su participación en el evento anual más convocante del sector, Latam Future Energy Virtual Summit, la titular de UTE consideró que luego del 2028 van “a incorporar generación solar fotovoltaica, porque es la que mejor se complementa con la expansión eólica que hemos hecho”.

Radiografía de diez mercados atractivos para las energías renovables en Latinoamérica

En detalle, la empresaria repasó que llevan más de 1500 MW de potencia eólica instalada frente a sólo unos 250 MW solares contratados que, de acuerdo a las previsiones de UTE, deberían incrementarse en la próxima década.   

“Por la evolución de los costos que estamos visualizando, la solar va a ser la energía del futuro para el caso de Uruguay”, pronosticó la empresaria. 

Redes inteligentes y gestión de la demanda

UTE está desarrollando en estos momentos un importante proyecto de redes inteligentes para optimizar recursos energéticos en el país. 

De acuerdo a los comentarios de su presidente, Silvia Emaldi, la empresa ya se encuentra instalando medidores inteligentes para todos sus clientes.

“Llevamos unos 300000 medidores inteligentes y la idea es que por año instalemos unos 250000 más para llegar al 2025 a la totalidad del millón y medio de clientes”, anunció. 

Con esta medida se impulsa que los clientes adopten tarifas horarias para ofrecer señales de precio más convenientes, que permitan una mejor gestión de la demanda. 

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Rolando Castro: «Tenemos un nuevo reglamento de generación distribuida listo para ser implementado»

Rolando Castro, Viceministro de Energía de Costa Rica, fue una de las personalidades que participó en el día 1 del Latam Future Energy, evento producido por Energía Estratégica y Latam Smart Energy.

Allí el funcionario hizo algunos adelantos en materia de Generación Distribuida, práctica que ya lleva 5 años en funcionamiento en ese país.

El funcionario destacó que en el país ya funcionan unos 60 MW de autogeneración por medio de fuentes de energías renovables, cifra importante si se tiene en cuenta que la matriz eléctrica total se conforma por alrededor de 3.500 MW.

“La Generación Distribuida llegó para quedarse”, sentenció Castro al tiempo que destacó que esta actividad “implica la descarbonización, la descentralización y la digitalización” del sistema eléctrico.

En esa línea, el vicejefe de la cartera de Energía indicó que de manera inminente el Costa Rica estrenará una política superadora en esta materia.

“Tenemos un nuevo reglamento listo para ser implementado. Solo estamos en proceso de firma por parte de la Ministra (de Ambiente y Energía, Andrea Meza) y el Presidente (de la Nación, Carlos Alvarado Quesada)”, anticipó.

Adelantó que el flamante documento concederá beneficios económicos en la entrega de energía limpia por parte de los usuarios sobre el actual sistema de medición neta (net billing) y eliminará ciertos topes de potencia en las conexiones.

Además robustecerá controles y aspectos técnicos en la relación entre los usuarios y los operadores de red, siempre tensos en este tipo de prácticas.

“Creemos que con las mejoras que se evalúan con el nuevo reglamento las conexiones van a crecer exponencialmente; sobre todo que ahora la normativa permite el almacenamiento por medio de las baterías, lo cual le da mayor posibilidades a la demanda de administrarse y no depender de condiciones climáticas”, destacó Castro.

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Debaten si es conveniente seguir promoviendo desde el Estado el desarrollo de los biocombustibles

El Comité de Asesores Energéticos del Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales (CARI) organizó un Foro Virtual bajo el lema “Propuesta y Discusión de la Política de Biocoimbustibles en la Matriz Energética Argentina”. Expusieron el Director del Centro de Estudios de Energía de la Universidad de Buenos Aires, Victor Bronstein –quien desde una mirada crítica planteó que los biocombustibles no son una alternativa al reemplazo de los combustibles fósiles- y el Director Ejecutivo de la Asociación Argentina de Biocombustibles e Hidrógeno, Claudio Molina, que planteó criticas hacia la autoridad de aplicación que regula la actividad y se manifestó a favor de una nueva ley, que reemplace a la vigente 26.093, que “favorezca a nuevas inversiones”.

Mirada crítica

Bronstein abrió el debate planteando la cuestión del desarrollo de los biocombustibles desde cinco dimensiones: científico-técnica, económica, ambiental, social y política.

Desde el punto de vista científico-técnico, indicó que a lo largo de la historia lo que definió el cambio de paradigma de una matriz energética a otra fue la tasa de retorno energético. En ese sentido, señaló que actualmente en el petróleo es de 20 a 1, mientras que en el caso de los biocombustibles es de 2,5 a 1, “en el mejor de los casos”. Por lo tanto sostuvo que “los biocombustibles no son una alternativa al remplazo del petróleo. Se necesitaría toda la tierra cultivable del mundo para la producción de los biocombustibles”.

Desde el punto de vista de la dimensión económica, puso el eje en las exenciones fiscales con las que cuenta la industria de los biocombustibles. Indicó que “si hacemos el cálculo del costo fiscal  acumulado que dejó de percibir  el Estado por exportar biodiesel en lugar de exportar aceite de soja, se perdieron de recaudar 4700 millones de dólares en el caso del biodiesel y 1300 millones en el caso del etanol”.  

Desde la dimensión ambiental, sostuvo que la deforestación que impulsa la industria de biocombustibles lleva a un aumento de la emisión de dióxido de carbono. Desde el punto de vista social, Bronstein indicó que paralelamente al desarrollo de los biocombustibles se dio un aumento del precio de los alimentos.  “Es muy difícil hacer este cálculo, pero el 40% del maíz en Estados Unidos se utiliza para la producción de bioetanol. Con lo cual, haría que pensar cuál sería el precio si ese 40% se volcara al mercado de alimentos”, afirmó.

Cuestiones geopolíticas

Finalmente, Bronstein tocó la dimensión política. “Nuestra hipótesis es que el tema de los biocombustibles fue promovido por cuestiones geopolíticas”, sostuvo. Recordó que en  2008, la Administración de Información Energética de Estados Unidos sacó un informe donde advertía que para el 2030 podría llegar a faltar 43 millones de barriles diarios de petróleo de suministro.

“Ese fue  el gran temor que impulsó la búsqueda de reemplazos de los combustibles fósiles. Bush inició en ese momento una gira por Latinoamérica con el desarrollo de los biocombustibles como una de sus temas de agenda.  Las proyecciones de la OPEP para el 2045 muestran que el 80% de las exportaciones de crudo van a provenir de Rusia y África. Por lo tanto, la seguridad energética del mundo resulta preocupante para los países centrales”, indicó. “Entonces, la razón fundamental por la que se ha promovido los biocombustibles fue política. Parafraseando mal a Clinton, en el caso de los biocombustibles, hay que decir: “es la política, estúpido”, remató Bronstein su posición.

A favor de los biocombustibles

Claudio Molina buscó rebatir varios de los puntos expuestos por Bronstein. Señaló que los trabajos que analizan la eficiencia en la relación insumo/producto de biocombustibles están “desactualizados” y que en la actualidad esa relación “cambió significativamente”. Sobre la forma en que los biocombustibles afectarían al precio de los alimentos indicó que “quienes plantean esto no tuvieron en cuenta que la participación de las materias primas de alimentos en la estructura de precios final del biodiesel es muy baja”.  

Molina negó también que los biocombustibles emitan más gases de efecto invernadero que los combustibles fósiles a los que sustituyen. “está demostrado por trabajos sólidos del INTA que demuestra que la huella de carbono en el caso de los biocombustibles está por arriba de 70% de reducción en relación con los combustibles minerales que los producen”, afirmó.

Con respecto a las exenciones impositivas que goza la industria de los biocombustibles, Molina planteó que en esa cuestión se juegan “dos problemas”.  Planteó que es un absurdo “querer gravar a los biocombustibles con impuestos que nacieron para castigar la contaminación y los daños a la salud”. El otro “problema” señaló que tiene que ver con lo que el Estado deja de percibir vía retenciones por los cereales destinados al biodiesel y que no se exportan. “Entonces no industrialicemos esa materia prima. Primaricemos las exportaciones, todo lo contrario a lo que se plantea para el desarrollo argentino, Y al mismo tiempo les propongo que los combustibles minerales que se utilizan para la Argentina los importemos. Y el petróleo crudo lo exportamos así tributa también los derechos de exportación. De esa manera igualamos la situación”, planteó con ironía.

Una nueva ley

Por otro lado, Molina consideró que la “situación de bancarrota” en la que se encuentra la industria local de los biocombustibles se debe a los “gravísimos errores” cometidos por la autoridad de aplicación. “Las evidencias indican que hubo una captura del regulador por parte de los adversarios”,  enfatizó. Consideró que es necesario una nueva ley de biocombustibles “que permita generar un horizonte de largo plazo, que va a favorecer nuevas inversiones, le va dar un desarrollo sustentable a la actividad y va a terminar con estos problemas que se han generado en la administración del programa, que lleva a un festival de medidas cautelares”.

Para culminar, Molina consideró que la solución en el desarrollo de los biocombustibles pasa por decisiones políticas que se toman. “Sin la política, los biocombustibles desaparecen porque no tienen la fuerza que ha logrado el complejo de petróleo a lo largo de 160 años. No hay forma en el corto y mediano plazo de introducir biocombustible y otras energías renovables sin la mano del Estado. De lo contrario, seguiríamos consumiendo el cien por ciento de combustibles minerales con los efectos colaterales que los mismos tienen”, remató.

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Productoras presentan sus ofertas de abasto en el marco del Plan Gas Ar

Todo llega. y el jueves 3 de diciembre, entre las 10 y las 15 horas las empresas productoras de gas natural interesadas en el Plan Gas Ar, activado por el gobierno nacional, presentan en la Secretaría de Energía sus ofertas en sobre cerrado para la provisión de hasta 70 millones de metros cúbicos día a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) para el suministro a usinas generadoras del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), y a las distribuidoras de gas por redes.

El volúmen ascenderá hasta 100 millones de metros cúbicos diarios en los meses del invierno.

A las 16 se hará la apertura de los sobres y las empresas podrán observar el contenido de los mismos. Energía evaluará tales ofertas y resolverá las adjudicaciones a mitad de diciembre.

Precios, volúmenes, y el nivel de estímulo requerido al Estado (adicional al precio ofertado) determinará las adjudicaciones según cada Cuenca de Orígen y determinará las prioridades de ingreso al Sistema gasífero y de exportación en firme. También se considerarán las curvas de producción proyectadas y de inversiones a realizar.

Entre las condiciones particulares del suministro establecidas por el Plan de Promoción de la Producción de Gas Natural Argentino – Esquema de oferta y demanda 2020-2024, se establece que el comprador es CAMMESA (actuando no en nombre propio) quien se obliga a tomar y pagar las cantidades de gas natural previstas en la oferta.

La oferta irrevocable entrará en vigencia a partir del 1 de enero de 2021 y el acuerdo contractual de suministro se extenderá hasta 2025, o hasta 2029 en el caso en que el gas natural tenga como origen la explotación de Proyectos Costa Afuera (Off Shore).

Los oferentes deberán detallar la Cantidad Máxima Diaria (CMD) de gas de 9.300 Kcal/m3 para cada mes, durante la vigencia del contrato.

La CMD podrá ser modificada si la Secretaría autoriza al vendedor a destinar gas natural a la exportación en condición firme.

Las empresas deberán presentar detalle de la curva de producción comprometida y compromiso de inyección al Sistema.

El comprador (CAMMESA) asume la obligación de tomar y pagar un volumen mínimo mensual de gas y, en caso de no ser tomado, deberá ser igualmente pagado por el comprador al precio de venta definido durante cada periodo contractual.

El comprador tendrá derecho a recuperar las cantidades de gas que haya pagado pero no tomado cualquiera haya sido la causa, dentro del periodo de vigencia de la oferta (Gas de Recuperación).

En caso de incumplimiento del vendedor en la entrega del volumen mínimo diario de gas comprometido, este deberá compensar al comprador por cada metro cúbico que no hubiera sido puesto a disposición, al precio de venta vigente en cada momento del periodo contractual. Estos montos serán compensados con los que el comprador deberá abonar al vendedor al mes siguiente de ocurrido el evento.

El punto de entrega del gas corresponderá a la interconexión de las instalaciones del vendedor con el sistema de transporte de TGS y/o TGN en la zona de recepción, donde se realizaran las mediciones de lo volumenes entregados y la transferencia de la propiedad, custodia, responsabilidad y riesgos respecto del gas, del vendedor al comprador.

El vendedor no será responsable por ningún costo, gasto u obligación relacionados con el transporte del gas a partir del punto de entrega.

El precio de venta que pagará el comprador por el volumen de gas entregado y tomado será expresado en dólares estadounidenses por millón de BTU, y será abonado en pesos equivalentes.

El precio de venta incluye todos los gastos de transporte hasta el punto de entrega y no incluye el IVA , el recargo Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas y cualquier otro tributo que sea aplicable al comprador, los que deberán ser pagados adicionalmente al precio de venta.

El vendedor será responsable de la totalidad de los impuestos y regalías hasta el punto de entrega. Y el comprador será responsable de los impuestos, gravámenes y demás cargos a partir del punto de entrega.

Las reglas vigentes para esta operatoria contemplan además cláusulas referidas a formas de facturación y pagos, períodos para la realización de tareas de mantenimiento de las instalacirtones operativas, y cláusulas de eventual rescisión.

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Siemens Energy y Porsche desarrollan combustibles climáticamente neutros

Siemens Energy, junto con el fabricante de autos deportivos Porsche y un grupo de compañías internacionales, está desarrollando e implementará un proyecto piloto en Chile que se espera sea la primera planta integrada, comercial, a escala industrial del mundo para producir combustibles sintéticos neutrales para el clima (e-fuels).

En la fase piloto, se producirán alrededor de 130.000 litros de e-fuel. En dos fases adicionales, la capacidad se incrementará a unos 55 millones de litros anuales de e-fuel para el 2024 y alrededor de 550 millones de litros anuales hacia 2026. Porsche será el principal cliente del combustible verde.

 Otros partners del proyecto son la compañía energética AME, la petrolera chilena ENAP y la energética italiana Enel.

El proyecto piloto “Haru Oni” en la provincia de Magallanes aprovecha las excelentes condiciones del viento en el sur de Chile para producir combustible climáticamente neutro con la ayuda de energía eólica. Como parte de la estrategia nacional de hidrógeno alemana y para apoyar elproyecto, Siemens Energy recibirá unos 8 millones de euros del Ministerio Federal de Economía y Energía, según anunció el ministerio.

Christian Bruch, CEO de Siemens Energy sostuvo que “el desarrollo de una industria de energía sostenible requiere un replanteamiento.  La energía renovable ya no se produce solo donde se necesita, sino donde los recursos naturales como el viento y el sol están disponibles en grandes cantidades. Esto significa que se crearán nuevas cadenas de suministro en todo el mundo para transportar energía renovable de una región a otra.

“ Esto es particularmente importante para Alemania que, al final del día, tendrá que importar energía para poder cubrir su demanda nacional. El hidrógeno jugará un papel cada vez más importante en el almacenamiento y transporte de energía en el futuro. El soporte del proyecto por parte del gobierno federal es una señal clave”, agregó.

Oliver Blume, CEO de Porsche destacó que  “la electromovilidad es una prioridad para Porsche. Los E-fuels para automóviles son un valioso complemento, si se producen en lugares del mundo donde hay un superávit de energía sostenible. Son un elemento adicional camino hacia la descarbonización.

Su ventaja radica en la facilidad de aplicación ya que los e-fuels pueden ser utilizados en motores de combustión e híbridos plug-in, y pueden hacer uso de la red de estaciones de carga existentes. Utilizándolos, podemos hacer una contribución a la protección del clima. Como fabricante de motores eficientes de alta performance, tenemos un amplio expertise técnico.

Peter Altmaier, Ministro de Economía alemán: “El hidrógeno es un elemento clave para lograr una transformación energética exitosa en todos los sectores. Por ello hemos planteado como objetivo en nuestra Estrategia Nacional del Hidrógeno el aprovechar las oportunidades del hidrogeno para el clima, la energía y la economía. Sabemos que nuestra demanda local no podrá ser satisfecha con producción propia, y que por ello debemos conformar alianzas internacionales.

 Me alegra entonces ver que Siemens Energy y Porsche construyan capacidades de producción en otros países junto a estructuras de importación de hidrogeno verde y sus derivados.

Siemmens Energy es integrador de sistemas cubriendo toda la cadena de valor, desde la generación de energía utilizando turbinas eólicas Siemens Gamesa, hasta la producción de hidrógeno verde y la conversión de combustible sintético.

ENEL  es cofundador de la planta, con foco en la energía eólica y la electrólisis. ENAP apoyará el proyecto aportando personal operativo, mantenimiento y logística.

Chile, con sus excelentes condiciones climáticas para la energía eólica y el bajo costo asociado de la electricidad, tiene un potencial muy alto en términos internacionales para producir, exportar y utilizar localmente hidrógeno verde.

 Para generar hidrógeno verde, los electrolizadores utilizan la energía eólica para disociar el agua en sus dos componentes, oxígeno e hidrógeno. En un segundo paso, se filtrará el CO2 del aire para luego combinarlo con el hidrógeno verde y formar metanol sintético. El resultado es metanol renovable que puede ser convertido en una gasolina amigable con el medio ambiente, utilizando una tecnología MTG (Methanol To Gasoline) a ser licenciada y soportada por ExxonMobil.

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A.F. inauguró en YPF la CT La Plata Cogeneración

El presidente Alberto Fernández participó de la inauguración de la central térmica de generación de energía de YPF La Plata Cogeneración II (LPC II), cuya construcción requirió una inversión de 166 millones de dólares en el Complejo Industrial La Plata, y que permitirá abastecer de energía a 210 mil hogares.

El Presidente también visitó las instalaciones de Y-Tec, la empresa de investigación y desarrollo para la industria energética conformada por YPF y el Conicet, que cuenta con más de 250 profesionales y trabaja en 23 espacios de innovación tecnológica y científica.

Durante el acto, el jefe de Estado aseguró que “llegamos con la firme decisión de poner a la Argentina de pie, y ahora más que nunca vamos a reconstruir el país”. “Les propongo que pongamos en marcha una nueva etapa, que seamos capaces de construir otra normalidad con más justicia, más equidad, y en donde YPF siga creciendo para darnos la energía que necesitamos”, agregó.

Sobre YPF -de mayoría accionaria estatal- el mandatario reflexionó: “Estamos en presencia de una empresa que es la nave insignia de las empresas argentinas, que funcionó durante muchos años como motor del crecimiento argentino”, y destacó que “en los cuatro años pasados el daño que le hicieron a la compañía fue verdaderamente llamativo”.

Y añadió, “entendamos lo que YPF representa como potencial para el desarrollo de la energía, porque solo pensar que acá se produce la mayor parte del combustible del país y electricidad para los vecinos, habla de la importancia de esta empresa para el país”.

El Presidente estuvo acompañado por el gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof; el ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva, Roberto Salvarezza; el secretario de Energía, Darío Martínez; el presidente del directorio de YPF, Guillermo Nielsen; y el CEO de la empresa, Sergio Affronti. También participaron los intendentes de Ensenada, Mario Secco; y de Berisso, Fabián Cagliardi. 

Por su parte, el gobernador bonaerense explicó que “Buenos Aires refina el 80 por ciento del petróleo que produce el país. Por eso, sentimos que todo esto nos hace una provincia petrolera”, al tiempo que reflexionó: “Esta obra la empezó Cristina y la termina Alberto Fernández después de un hueco en que las cosas se detuvieron y se abandonaron”.

En tanto, el secretario de Energía destacó que “la inauguración de la Central no solamente aporta al complejo industrial sino que lo hace cuidando y protegiendo el medio ambiente”, y subrayó “el esfuerzo de los trabajadores y de las pymes, y las empresas regionales, convierten en producción nacional todo este trabajo”.

Al exponer, el CEO de YPF informó que en la refinería “se producen naftas de altísima calidad, que han recibido una mención recientemente por parte de las 10 empresas norteamericanas más importantes por la calidad de los combustibles”. Y el presidente de la empresa remarcó “el impulso a la energía que se está llevando adelante en el país, y también a una nueva Ley de Hidrocarburos que nos va a permitir desarrollarnos”.

La central LPC II incorporará 90 Megavatios al parque generador y producirá 605 GWh por año para abastecer el sistema eléctrico argentino, además de aportar 200 ton/hora de vapor para el complejo industrial de YPF.

Su construcción generó un promedio de 300 puestos de trabajo por mes. Junto a LPC I, conforma el complejo de cogeneración más grande de la Argentina, con una generación de 271 MW de energía eléctrica, equivalente al consumo de 440 mil hogares.

Durante la recorrida por las instalaciones de Y-Tec, el Presidente se interiorizó sobre los detalles de la empresa que brinda servicios de análisis de roca (Y-Core), posee un laboratorio de microscopía electrónica y desarrolla el proyecto de nanotrazadores inteligentes Y-Trace. Funciona en el edificio dedicado a I+D más grande del país, que tiene 13 mil metros cuadrados , 47 laboratorios, 12 plantas piloto, y equipos de última generación.

El Complejo Industrial La Plata es el centro de producción de combustibles, lubricantes y productos petroquímicos más grande del país, y ocupa unas 400 hectáreas entre los partidos bonaerenses de Berisso y Ensenada. Es uno de los principales de su tipo en Latinoamérica, y emplea a más de 4.000 personas en sus instalaciones.

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Basualdo demanda información a las distribuidoras para definir a cuáles les otorga financiamiento

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, envió a las distribuidoras eléctricas un Excel con una extensa serie de requerimientos informativos que las compañías deberán completar. La intención del gobierno es tener una idea precisa de la situación financiera que atraviesan las empresas para decidir cuáles y en qué medida serán beneficiarias del financiamiento previsto en el artículo 87 del Presupuesto 2021.

La deuda de las distribuidoras con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) se disparó este año a raíz del congelamiento tarifario, superando los 120.000 millones de pesos.

El secretario de Energía, Darío Martínez, busca regularizar esa situación. La herramienta que se eligió para hacerlo es un régimen especial de créditos públicos fondeados por el presupuesto 2021, aprobado por el Congreso el mes pasado.

Qué busca el gobierno

El artículo 87 de la ley de presupuesto remarca la necesidad de fijar criterios diferenciados a partir de la situación que atraviesan las empresas, pero para ello el gobierno necesita conseguir información precisa sobre la situación de las distribuidoras para luego elaborar una especie de ranking. Los dos objetivos son muy difíciles de concretar, sobre todo en los plazos que prevé el Ejecutivo.

En lo que refiere al acceso a la información, lo que suele ocurrir en estos casos es que las distribuidoras van a enviar información, pero no con el nivel de desagregación que se les solicita. Por lo tanto, es probable que se genere un ida y vuelta para precisar algunas cifras y completar casilleros vacíos, lo que puede demorar varios meses.

Por otra parte, especialistas del sector privado y del propio Estado reconocieron a EconoJournal que, aún en el hipotético caso de que las distribuidoras aportaran toda la información requerida, va a ser difícil objetivar esos datos para ponderar las necesidades genuinas de financiamiento.

Lo que busca el gobierno es financiar a aquellas firmas que efectivamente están en problemas y no a las compañías que en medio de la crisis que atraviesa el sector aprovecharon para sentarse sobre su caja y dejaron de pagarle a Cammesa, a la espera de una negociación futura.   

Qué información es la que se pide

El Excel que Basualdo, ex interventor del ENRE, les envío a las compañías incluye una larga lista datos a ser completados, entre los que sobresalen los siguientes:

  • Ingresos operativos por servicio de distribución (energía, peaje, conexiones, reconexiones, transporte, et),
  • Ingresos provenientes del Estado Nacional o Provinciales (desagregado por subsidios, programas, acuerdos, etc.)
  • Ingresos operativos no regulados (alquiler de posteos, servicio de cobranzas)
  • Sanciones que se registren como menores ingresos (bonificaciones a clientes)
  • Costo de la energía con Cammesa, con otros operadores y por generación propia (alquiler de generadores, combustibles para generadores, etc.)
  • Gastos operativos de personal (remuneraciones, horas extras, indemnizaciones, retiros, planes de pensión, cargas sociales, etc.),
  • Gastos operativos por servicios de terceros (operaciones, reparación y mantenimiento de edificios, servicios informáticos, toma de mediciones, servicios y costos de facturación y reparto de facturas, servicios, costos y comisiones de cobranzas y gestión de morosidad, comisiones bancarias, servicios de atención al cliente, servicio de vigilancia, servicio de transporte, etc.)
  • Pérdidas por multas o sanciones
  • Honorarios por asesorías y consultorías
  • Impuestos y tasas
  • Juicios y contingencias
  • Participación en subsidiarias y negocios conjuntos
  • Resultados financieros
  • Revaluación de activos

Qué dice la ley de Presupuesto

El artículo 87 de la ley de leyes dice lo siguiente:

“Establézcase, respecto de las obligaciones pendientes de pago con Cammesa y/o con el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) por las deudas de las distribuidoras de energía eléctrica, ya sean por consumos de energía, potencia, intereses y/o penalidades, acumuladas al 30 de septiembre de 2020 un régimen especial de regularización de obligaciones, en las condiciones que establezca la autoridad de aplicación”.

Luego se agrega:

“El régimen de regularización de obligaciones deberá establecer criterios diferenciados para lo cual deberá considerar origen y trayectoria de la deuda de cada una de las distribuidoras, la situación social media de sus usuarias y usuarios y priorizar la obtención de un grado equivalente de desarrollo entre regiones, provincias y municipios y el mejor impacto en el servicio público. Los criterios podrán contemplar diferentes alternativas, considerando las pautas mencionadas anteriormente, pudiendo reconocer créditos equivalentes hasta a cinco veces la factura media mensual del último año o el 66% de la deuda existente. La deuda remanente deberá ser regularizada mediante un plan de pagos con un plazo de hasta 60 cuotas mensuales, hasta seis meses de gracia y una tasa de interés equivalente de hasta el 50% de la vigente en el Mercado Eléctrico Mayorista. Los créditos se harán efectivos en el marco del acuerdo de regularización de deudas que mantienen con Cammesa”.

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Alberto Fernández inauguró una central de cogeneración de YPF Luz en la refinería de La Plata

Con presencia del presidente Alberto Fernández, ayer YPF Luz inauguró la Central Térmica La Plata II, ubicada dentro del complejo industrial de YPF. La nueva central térmica de cogeneración permitirá abastecer de energía eléctrica a 210 mil hogares y proveer de 200 ton/hora de vapor para las operaciones de la refinería de YPF, la compañía controlada por el Estado.

La obra demandó una inversión de 166 millones de dólares. La planta incorpora 90 MW, conformando el complejo de cogeneración con mayor potencia instalada de la Argentina con una capacidad de generación eléctrica equivalente al consumo de 450 mil hogares.

Sergio Affronti, el CEO de YPF, destacó que “esta inauguración es un ejemplo más del compromiso que tiene la compañía en su liderazgo en el desarrollo de los recursos energéticos del país”.

Por su parte, el presidente de la Nación, Alberto Fernández, subrayó: “el daño que le hicieron a YPF en los cuatros años pasados, entre el 2016 y 2019, es verdaderamente llamativo. Y lo que hay que hacer es entender lo que significa YPF para la Argentina. A mí me impresiona ver con el orgullo con el que trabajadores se llaman ypefianos, con el orgullo que se ponen la camiseta YPF y cómo defienden con amor y esfuerzo su crecimiento y desarrollo. Necesitamos que sigan haciéndolo para que todos entendamos lo que YPF representa como potencial para el desarrollo de la Argentina”.

El presidente de YPF, Guillermo Nielsen, sostuvo: “lo primero que tiene que haber de parte de la familia de YPF es un agradecimiento al presidente. Nosotros no podemos dejar de registrar esta vocación del presidente por impulsar la energía en el país y la tarea que cotidianamente se hace en YPF, aquí y en todos lados”.

Por último, Axel Kicillof, gobernador de la provincia de Buenos Aires, remarcó que “YPF es un eslabón central, sin YPF este país es mucho menos. Sin una YPF nacional, administrada y gestionada para sus trabajadores y para la sociedad en su conjunto tenemos un país muchísimo peor”.

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El gobierno define si ejecuta la garantía de los mini proyectos renovables que no se construyeron

Luego del vencimiento de la prórroga que dio el gobierno hasta el 30 de noviembre para firmar los contratos, la Secretaría de Energía está definiendo ejecutar las garantías de los proyectos que no se construyeron de la Ronda 3 del programa Renovar, la subasta de pequeños emprendimientos de energías renovables conocida como MiniRen que fueron adjudicados en agosto de 2019. Son entre 10 y 15 proyectos (de 38 adjudicados) que no firmaron los contratos por distintos inconvenientes. Luego la pandemia complejizó mucho más el escenario y, por esta razón, el gobierno extendió dos veces la prórroga.

Hasta el momento no hay una nueva extensión del plazo para firmar los contratos y el gobierno estarían en condiciones de avanzar en la ejecución de las garantías de sostenimiento de oferta que están plasmadas en los pliegos del proceso de licitación. Según fuentes oficiales consultadas por Econojournal, hasta el momento habría dos o tres proyectos que podrían presentar la documentación para, luego, concretar la firma del contrato PPA con Cammesa, la compañía mayorista del mercado eléctrico. Incluso hay gobernadores que están en conversaciones para acercar posiciones con el objetivo de concretar las firmas.

Los contratos tienen una garantía de mantenimiento de oferta de 50.000 dólares por cada MW adjudicado. Si los proyectos no firman el contrato con Cammesa, se les debería ejecutar esa garantía. Las multas podrían ser de hasta 500.000 dólares para un proyecto de energía renovable de 10 MW, el máximo adjudicado en la Ronda 3.

Vencimiento de plazos y prorrogas

Se trata de proyectos distribuidos en doce provincias de hasta 10 MW eólicos, fotovoltaicos, biogás, biomasa, biogás de relleno sanitario y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos pertenecientes a la Ronda 3 del programa Renovar. Luego de ser adjudicados tuvieron distintos retrasos e inconvenientes para cerrar el financiamiento.

Según el pliego de la licitación, el plazo original para firmar los contratos PPA de abastecimiento de energía eléctrica con Cammesa vencía el 24 de enero de este año. Luego, en medio de la pandemia del Covid-19, ese plazo se extendió hasta el 30 de junio. En agosto, la Dirección de Energías Renovables volvió a extender ese período una vez más hasta el 30 de noviembre.

En la Ronda 3 se adjudicaron 38 proyectos por 259 MW, con una inversión estimada en más de 350 millones de dólares. Fueron desarrollos de menor dimensión a las anteriores rondas del programa Renovar y los proyectos se ubicaron en las provincias Buenos Aires, Catamarca, Chaco, Córdoba, Formosa, La Pampa, Mendoza, Salta, San Juan, San Luis, Santa Cruz y Santa Fe.

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El gobierno define si ejecuta la garantía de los mini proyectos renovables que no se construyeron

Luego del vencimiento de la prórroga que dio el gobierno hasta el 30 de noviembre para firmar los contratos, la Secretaría de Energía está definiendo ejecutar las garantías de los proyectos que no se construyeron de la Ronda 3 del programa Renovar, la subasta de pequeños emprendimientos de energías renovables conocida como MiniRen que fueron adjudicados en agosto de 2019. Son entre 10 y 15 proyectos (de 38 adjudicados) que no firmaron los contratos por distintos inconvenientes. Luego la pandemia complejizó mucho más el escenario y, por esta razón, el gobierno extendió dos veces la prórroga.

Hasta el momento no hay una nueva extensión del plazo para firmar los contratos y el gobierno estarían en condiciones de avanzar en la ejecución de las garantías de sostenimiento de oferta que están plasmadas en los pliegos del proceso de licitación. Según fuentes oficiales consultadas por Econojournal, hasta el momento habría dos o tres proyectos que podrían presentar la documentación para, luego, concretar la firma del contrato PPA con Cammesa, la compañía mayorista del mercado eléctrico. Incluso hay gobernadores que están en conversaciones para acercar posiciones con el objetivo de concretar las firmas.

Los contratos tienen una garantía de mantenimiento de oferta de 50.000 dólares por cada MW adjudicado. Si los proyectos no firman el contrato con Cammesa, se les debería ejecutar esa garantía. Las multas podrían ser de hasta 500.000 dólares para un proyecto de energía renovable de 10 MW, el máximo adjudicado en la Ronda 3.

Vencimiento de plazos y prorrogas

Se trata de proyectos distribuidos en doce provincias de hasta 10 MW eólicos, fotovoltaicos, biogás, biomasa, biogás de relleno sanitario y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos pertenecientes a la Ronda 3 del programa Renovar. Luego de ser adjudicados tuvieron distintos retrasos e inconvenientes para cerrar el financiamiento.

Según el pliego de la licitación, el plazo original para firmar los contratos PPA de abastecimiento de energía eléctrica con Cammesa vencía el 24 de enero de este año. Luego, en medio de la pandemia del Covid-19, ese plazo se extendió hasta el 30 de junio. En agosto, la Dirección de Energías Renovables volvió a extender ese período una vez más hasta el 30 de noviembre.

En la Ronda 3 se adjudicaron 38 proyectos por 259 MW, con una inversión estimada en más de 350 millones de dólares. Fueron desarrollos de menor dimensión a las anteriores rondas del programa Renovar y los proyectos se ubicaron en las provincias Buenos Aires, Catamarca, Chaco, Córdoba, Formosa, La Pampa, Mendoza, Salta, San Juan, San Luis, Santa Cruz y Santa Fe.

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LA ACTIVIDAD EN VACA MUERTA TUVO EN NOVIEMBRE SU MEJOR DESEMPEÑO DE 2020

La actividad en la formación de Vaca Muerta alcanzó en noviembre 545 etapas de fractura, un incremento de casi 60% respecto al mes anterior, lo que permitió alcanzar el nivel más alto del año y superar el parate producto de la pandemia registrado desde marzo. De acuerdo con el informe elaborado por el especialista Luciano Fucello, country manager de la firma NCS Multistage, en octubre se realizaron 545 fracturas que correspondieron a la actividad de YPF con 232 etapas; de Vista Oil & Gas con 196, Pluspetrol con 71, y Tecpetrol con 46. Noviembre marcó una mejora intermensual respecto a […]

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LA ACTIVIDAD EN VACA MUERTA TUVO EN NOVIEMBRE SU MEJOR DESEMPEÑO DE 2020

La actividad en la formación de Vaca Muerta alcanzó en noviembre 545 etapas de fractura, un incremento de casi 60% respecto al mes anterior, lo que permitió alcanzar el nivel más alto del año y superar el parate producto de la pandemia registrado desde marzo. De acuerdo con el informe elaborado por el especialista Luciano Fucello, country manager de la firma NCS Multistage, en octubre se realizaron 545 fracturas que correspondieron a la actividad de YPF con 232 etapas; de Vista Oil & Gas con 196, Pluspetrol con 71, y Tecpetrol con 46. Noviembre marcó una mejora intermensual respecto a […]

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Martínez: “Hay una gran oportunidad para el petróleo”

El secretario de Energía dijo que Nación trabaja en la ley de incentivo para la producción hidrocarburífera. La suba del Brent, por ahora, ofrece oportunidades. El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, afirmó hoy que el gobierno nacional entró en el trazo más fino de la nueva ley de promoción para la industria hidrocarburífera. En la recta final hacia la puesta en marcha del Plan Gas.Ar, el nuevo esquema para la producción nacional, Martínez también habló de las chances que observa para el crudo: “Con la recuperación del precio, y las retenciones a la baja, hay una gran oportunidad para el petróleo”, […]

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Martínez: “Hay una gran oportunidad para el petróleo”

El secretario de Energía dijo que Nación trabaja en la ley de incentivo para la producción hidrocarburífera. La suba del Brent, por ahora, ofrece oportunidades. El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, afirmó hoy que el gobierno nacional entró en el trazo más fino de la nueva ley de promoción para la industria hidrocarburífera. En la recta final hacia la puesta en marcha del Plan Gas.Ar, el nuevo esquema para la producción nacional, Martínez también habló de las chances que observa para el crudo: “Con la recuperación del precio, y las retenciones a la baja, hay una gran oportunidad para el petróleo”, […]

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Quiénes serán los protagonistas del Plan Gas

El actual esquema de producción, con cuatro empresas que concentran el 75% de la producción y que apuestan a una activa intervención en la nueva etapa que sde abre este jueves. El gobierno y el mercado hidrocarburífero están a la espera de la apertura de los sobres que contienen las ofertas de las petroleras para ingresar al Plan Gas 2020-2024. El acto se realizará el jueves y se espera un buen resultado dado el fuerte apoyo que recibió el programa de parte de los principales actores del sector privado. Con ello, el gobierno espera frenar la caída en la producción […]

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Quiénes serán los protagonistas del Plan Gas

El actual esquema de producción, con cuatro empresas que concentran el 75% de la producción y que apuestan a una activa intervención en la nueva etapa que sde abre este jueves. El gobierno y el mercado hidrocarburífero están a la espera de la apertura de los sobres que contienen las ofertas de las petroleras para ingresar al Plan Gas 2020-2024. El acto se realizará el jueves y se espera un buen resultado dado el fuerte apoyo que recibió el programa de parte de los principales actores del sector privado. Con ello, el gobierno espera frenar la caída en la producción […]

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IMPULSAN PROYECTOS DE PROMOCIÓN DE INVERSIONES Y PROTECCIÓN AMBIENTAL COMO COMPLEMENTO DEL PLAN GAS

El secretario de Energía, Darío Martínez, dijo hoy que el Gobierno impulsará los proyectos de Ley de Promoción de Inversiones y de Presupuestos Mínimos para la Protección Ambiental, como normativas complementarias del plan Gas.Ar que se puso en marcha para impulsar las inversiones, la actividad y el empleo en el sector. El funcionario de la cartea de economía expuso hoy los objetivos de la política energética en un evento virtual organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas sede Houston (IAPG-Houston), donde se refirió al “Desarrollo energético en la Argentina. ¿Qué viene?”. Martínez afirmó en el evento que […]

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El secretario de Energía, Darío Martínez, dijo hoy que el Gobierno impulsará los proyectos de Ley de Promoción de Inversiones y de Presupuestos Mínimos para la Protección Ambiental, como normativas complementarias del plan Gas.Ar que se puso en marcha para impulsar las inversiones, la actividad y el empleo en el sector. El funcionario de la cartea de economía expuso hoy los objetivos de la política energética en un evento virtual organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas sede Houston (IAPG-Houston), donde se refirió al “Desarrollo energético en la Argentina. ¿Qué viene?”. Martínez afirmó en el evento que […]

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Los precios de las tarifas, posibles cortes, las inversiones, todo para 2021

La crisis de la economía argentina, aumentada por la pandemia y la cuarentena, hizo que muchos de los problemas de 2020 pasen a 2021. Tal vez uno de los principales problemas a resolver está atado a las tarifas, que volvieron a congelarse durante el gobierno actual pero que habían tenido un fuerte repunte durante la gestión de Mauricio Macri. Pero estaban tan atrasadas que los aumentos de Macri tampoco alcanzaron para quitar el total de los subsidios. Ahora, el problema vuelve. Las tarifas quedaron nuevamente atrasadas, pero con la crisis se hace muy difícil hablar de reacomodamiento tarifario. Lo cierto […]

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La crisis de la economía argentina, aumentada por la pandemia y la cuarentena, hizo que muchos de los problemas de 2020 pasen a 2021. Tal vez uno de los principales problemas a resolver está atado a las tarifas, que volvieron a congelarse durante el gobierno actual pero que habían tenido un fuerte repunte durante la gestión de Mauricio Macri. Pero estaban tan atrasadas que los aumentos de Macri tampoco alcanzaron para quitar el total de los subsidios. Ahora, el problema vuelve. Las tarifas quedaron nuevamente atrasadas, pero con la crisis se hace muy difícil hablar de reacomodamiento tarifario. Lo cierto […]

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Anunciaron obras eléctricas para distritos del Interior

El gobernador Axel Kicillof anunció la realización de obras de transporte eléctrico para el interior de la Provincia con una inversión de 138 millones de dólares, financiada en parte por la Corporación Andina de Fomento (CAF). Fue durante una videoconferencia con intendentes de la que participaron también el ministro de Infraestructura y Servicios Públicos, Agustín Simone, y el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni. “Desde que asumimos nos propusimos hacer todo lo que fuera necesario para lograr la integración de la Provincia, generando mayor equidad en el acceso a los servicios públicos y mejores oportunidades”, aseguró Kicillof y enfatizó: “Los municipios […]

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Plan Gas y tarifas: las distribuidoras piden certezas

Las distribuidoras de gas consultaron al Gobierno sobre las garantías que habrá para cobrar tarifas y que el Estado pague los subsidios a las petroleras. Buscan asistencia financiera para pagarle a las productoras y retomar las inversiones Las distribuidoras de gas le plantearon al Gobierno algunas dudas sobre el Plan Gas. En distintas cartas enviadas en estos días, las empresas le pidieron a la Secretaría de Energía certezas sobre un futuro aumento de tarifas en 2021, que servirá para pagar sueldos y retomar el plan de inversiones, así como también solicitaron garantías para no quedar en deuda con las petroleras y que […]

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El Presidente inaugura hoy planta de YPF en La Plata

La ceremonia será a las 11:30, en la planta ubicada en el Complejo Industrial La Plata (CILP). El presidente Alberto Fernández participará hoy de la inauguración de La Plata Cogeneración II (LPC II), una central térmica de generación de energía de YPF que requirió una inversión de 166 millones de dólares. El acto está previsto para las 11:30, en el complejo industrial de La Plata, se informó oficialmente. “LPC II tiene una capacidad instalada de 89 MW y generará 605 GWh por año, lo que permitirá satisfacer las necesidades de energía eléctrica de 210 mil hogares, y además aportará 200 ton/hora de […]

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Cuestiona Arcioni régimen de promoción de biocombustibles

“En un escenario como el actual, donde hay más oferta que demanda, el esquema vigente provoca una menor demanda de petróleo y, por ende, una caída de ingresos fiscales afectando negativamente a las provincias productoras de hidrocarburos”, sostuvo el gobernador de Chubut. El gobernador de Chubut, Mariano Arcioni, fijó su posición frente al esquema actual de promoción de biocombustibles que vence en mayo de 2021. “Prorrogarlo significaría convalidar una menor capacidad de refinación de crudo. En un escenario como el actual, donde hay más oferta que demanda, el esquema vigente provoca una menor demanda de petróleo y, por ende, una caída de ingresos fiscales afectando negativamente […]

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Programa GAS.AR: “Es un plan bastante logrado por el Estado nacional”, aseguró Aguirre

El secretario de Hidrocarburos de la provincia, Alejandro Aguirre aseguró que con el Programa Federal Gas.Ar se busca “incentivar la inversión y la producción para satisfacer demanda interna y sustituir importaciones”. Es un plan integral  que apunta a impulsar la producción de gas natural a partir de un nuevo esquema de oferta y demanda por los próximos 4 años. En declaraciones a Radio Nacional Ushuaia, el funcionario provincial sostuvo que el plan Gas.Ar ha sido “bastante logrado por el Estado nacional y de hecho fue discutido por una gran cantidad de meses”. “Se logró un plan de incentivo para mejorar la […]

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Designan una nueva interventora en el ENRE

El Poder Ejecutivo designó a María Soledad Manin como la nueva interventora del ENRE. Era una de las principales colaboradoras de Federico Basualdo, el ex interventor del organismo. Es abogada y estuvo 14 años en la Defensoría del Pueblo de la Nación. El gobierno nacional designó hoy a María Soledad Manin como la nueva interventora del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). Era una de las principales colaboradoras del ex interventor Federico Basualdo, quien a principios de noviembre pasó a ocupar la Subsecretaría de Energía Eléctrica. La designación de la abogada Manin se publicó hoy en el Boletín Oficial mediante el decreto […]

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La Argentina, en su recurrente laberinto

La Argentina tuvo en la tan políticamente denostada década de los años 90 una oportunidad extraordinaria de entrar en un sendero sostenido de crecimiento con las reformas propiciadas en esos años, que produjeron una espectacular expansión de la producción agropecuaria -por la estabilidad de precios, la eliminación de las retenciones y la revolución tecnológica que aportaron los grupos CREA-, que pudo capitalizarse en la década siguiente con el alza de precios de las materias primas. Hubo también una enorme inversión en energía, incluida la producción de hidrocarburos que condujo al país al autoabastecimiento y luego a ser exportador neto. Además, fue muy relevante la llevada […]

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Repsol, la petrolera que ya no quiere buscar hidrocarburos

Un año después de que Repsol anunciara que quiere ser una empresa neutra en emisiones de carbono en 2050, su nuevo Plan estratégico prevé reducir la inversión en exploración de hidrocarburos a 160 millones al año en el próximo quinquenio; alcanzó los 1.800 millones en2014. Cuando Antonio Brufau llegó a la presidencia de Repsol, en 2004, su prioridad era “llenar la nevera”, es decir, buscar hidrocarburos para disponer de un buen volumen de reservas y que la compañía dejara de ser “una petrolera sin petróleo”. Bajo sus riendas, Repsol se embarcó en un potente ciclo inversor en exploración -unos 11.000 millones de […]

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Repsol espera comenzar a explotar su enorme reserva de gas en Brasil en 2026

La petrolera hispano china Repsol Sinopec anunció este martes que espera comenzar a explotar comercialmente en 2026 las gigantescas reservas de gas que descubrió hace casi ocho años en aguas muy profundas del océano Atlántico frente al litoral brasileño. “El BM-C-33 es uno de nuestros proyectos más importantes y está enfocado en gas. La previsión que tenemos es de comenzar a explotarlo comercialmente en 2026”, dijo la directora de operaciones de Repsol Sinopec en Brasil, Lorena Domínguez, en una de las citas del Río Oil & Gas, el mayor evento del sector petróleo y gas de América Latina y que […]

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Alemania paga 317 millones por cierre anticipado de plantas de carbón

El Gobierno alemán pagará a las compañías proveedoras de electricidad generada a partir de carbón 317 millones de euros (379,6 millones de dólares) por el cierre anticipado de plantas, informó hoy la autoridad reguladora de energía de Alemania (Bundesnetzagentur). La cifra corresponde al desmantelamiento de 11 centrales eléctricas cuyos operadores dejarán de vender energía generada a partir de carbón el uno de enero de 2021. Alemania prevé dejar de abastecerse de carbón en 2038 como parte de los esfuerzos del Gobierno para combatir el cambio climático. Actualmente, esta sustancia fósil cubre alrededor de un tercio de las necesidades energéticas del […]

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Nuevo reporte de OREAC reclama a los Gobiernos acelerar planes de energía eólica offshore

Para apoyar la rápida ampliación mundial de la energía limpia basada en el océano, la OREAC ha publicado «The Power of Our Ocean» (El poder de nuestro océano) como documento de orientación para que los países aceleren el desarrollo de la energía eólica en alta mar y cosechen los beneficios socioeconómicos, ambientales y de salud que puede ofrecer.

La OREAC es una iniciativa dirigida por los principales desarrolladores, proveedores de tecnología, empresas de servicios públicos y organizaciones sin fines de lucro del sector de la energía en alta mar, formada después del llamamiento a la adopción de medidas climáticas urgentes basadas en los océanos que hizo en 2019 el Grupo de alto nivel para una economía sostenible de los océanos.

La OREAC ha publicado este nuevo informe y un conjunto de herramientas de evaluación de la preparación del mercado de la energía eólica marina, y está colaborando con los gobiernos de todo el mundo para apoyar su desarrollo de la energía eólica marina.

En su nuevo informe, la OREAC esboza una hoja de ruta para apoyar la ampliación sostenible de la energía renovable basada en el océano y cinco elementos fundamentales para el crecimiento de un mercado de la energía eólica marina: políticas estables, visibilidad de los oleoductos, instituciones dotadas de recursos, un público comprometido y de apoyo y un entorno competitivo.

El informe concluye que si se logra la visión de 1.400 GW, esto podría ahorrar 1,88 billones de dólares en costos de salud pública relacionados con la contaminación, un área que actualmente se encuentra bajo presión por la pandemia de COVID-19.

La energía eólica marina es también una industria importante para revitalizar las comunidades costeras y apoyar el desarrollo de la infraestructura crítica.

Benj Sykes, Jefe de Desarrollo de Mercado, Consentimiento y Asuntos Externos de Ørsted, comentó: «La energía eólica marina es una de las tecnologías a gran escala más eficaces de que se dispone y que puede reducir las emisiones mundiales de carbono y desplazar a los combustibles fósiles».

Stephen Bull, Vicepresidente Principal de Energía Eólica en Alta Mar de Equinor, añadió: «La energía eólica marina ha demostrado ser un importante impulsor de puestos de trabajo, inversión local, energía asequible, estabilidad de la red y seguridad energética en países de todo el mundo, pero repetir la historia de éxito de la energía eólica marina en nuevos mercados no es «copiar y pegar».

La OREAC y sus miembros están dispuestos a trabajar con los gobiernos para ayudar a encontrar las soluciones y hojas de ruta adecuadas para ampliar sus mercados de energía eólica marina y cosechar los beneficios sociales, ambientales y económicos asociados».

El informe completo es obra de BVG Associates y contiene datos, estudios de casos y directrices para alcanzar la visión de la OREAC de 1.400 GW de energía eólica marina para 2050.

La OREAC seguirá colaborando con los gobiernos para realizar su potencial energético oceánico en el período previo a la Conferencia de las Naciones Unidas sobre los Océanos del año próximo.

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Nuevo reporte de OREAC reclama a los Gobiernos acelerar planes de energía eólica offshore

Para apoyar la rápida ampliación mundial de la energía limpia basada en el océano, la OREAC ha publicado «The Power of Our Ocean» (El poder de nuestro océano) como documento de orientación para que los países aceleren el desarrollo de la energía eólica en alta mar y cosechen los beneficios socioeconómicos, ambientales y de salud que puede ofrecer.

La OREAC es una iniciativa dirigida por los principales desarrolladores, proveedores de tecnología, empresas de servicios públicos y organizaciones sin fines de lucro del sector de la energía en alta mar, formada después del llamamiento a la adopción de medidas climáticas urgentes basadas en los océanos que hizo en 2019 el Grupo de alto nivel para una economía sostenible de los océanos.

La OREAC ha publicado este nuevo informe y un conjunto de herramientas de evaluación de la preparación del mercado de la energía eólica marina, y está colaborando con los gobiernos de todo el mundo para apoyar su desarrollo de la energía eólica marina.

En su nuevo informe, la OREAC esboza una hoja de ruta para apoyar la ampliación sostenible de la energía renovable basada en el océano y cinco elementos fundamentales para el crecimiento de un mercado de la energía eólica marina: políticas estables, visibilidad de los oleoductos, instituciones dotadas de recursos, un público comprometido y de apoyo y un entorno competitivo.

El informe concluye que si se logra la visión de 1.400 GW, esto podría ahorrar 1,88 billones de dólares en costos de salud pública relacionados con la contaminación, un área que actualmente se encuentra bajo presión por la pandemia de COVID-19.

La energía eólica marina es también una industria importante para revitalizar las comunidades costeras y apoyar el desarrollo de la infraestructura crítica.

Benj Sykes, Jefe de Desarrollo de Mercado, Consentimiento y Asuntos Externos de Ørsted, comentó: «La energía eólica marina es una de las tecnologías a gran escala más eficaces de que se dispone y que puede reducir las emisiones mundiales de carbono y desplazar a los combustibles fósiles».

Stephen Bull, Vicepresidente Principal de Energía Eólica en Alta Mar de Equinor, añadió: «La energía eólica marina ha demostrado ser un importante impulsor de puestos de trabajo, inversión local, energía asequible, estabilidad de la red y seguridad energética en países de todo el mundo, pero repetir la historia de éxito de la energía eólica marina en nuevos mercados no es «copiar y pegar».

La OREAC y sus miembros están dispuestos a trabajar con los gobiernos para ayudar a encontrar las soluciones y hojas de ruta adecuadas para ampliar sus mercados de energía eólica marina y cosechar los beneficios sociales, ambientales y económicos asociados».

El informe completo es obra de BVG Associates y contiene datos, estudios de casos y directrices para alcanzar la visión de la OREAC de 1.400 GW de energía eólica marina para 2050.

La OREAC seguirá colaborando con los gobiernos para realizar su potencial energético oceánico en el período previo a la Conferencia de las Naciones Unidas sobre los Océanos del año próximo.

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Fotovoltaica supera los 7GW en Brasil: 4GW de generación distribuida y 3GW en grandes parques

Desde 2012, la fuente ya ha aportado más de 35.000 millones de reales en nuevas inversiones al país y ha generado más de 210.000 empleos acumulados.

En el segmento de la generación centralizada, el Brasil tiene tres gigavatios (GW) de potencia instalada en plantas solares fotovoltaicas, el equivalente al 1,6% de la matriz eléctrica del país.

En 2019, la fuente fue la más competitiva entre las fuentes renovables en las dos subastas de nuevas energías, A-4 y A-6, con precios medios inferiores a 21 dólares de los EE.UU. por MWh.

Actualmente, las grandes centrales de energía solar son la séptima fuente de generación más grande de Brasil, con empresas en funcionamiento en nueve estados brasileños, en el Nordeste (Bahía, Ceará, Paraíba, Pernambuco, Piauí y Rio Grande do Norte), Sudeste (Minas Gerais y São Paulo) y Centro-Oeste (Tocantins). Las inversiones acumuladas en este segmento superan los 15.000 millones de reales.

Sumando las capacidades instaladas de los segmentos de generación distribuida y generación centralizada, la fuente solar fotovoltaica ocupa el sexto lugar en la matriz eléctrica brasileña, detrás de las fuentes hidroeléctricas, eólicas, de biomasa, de gas natural y de diesel termoeléctrico y otros combustibles fósiles.

La fuente solar ya representa más que la suma de toda la capacidad instalada de las centrales eléctricas de carbón y nucleares, que asciende a 5,6 GW.

En el segmento de la generación distribuida, hay más de 4,0 gigavatios de potencia instalada de la fuente solar fotovoltaica, lo que representa R$ 20.000 millones en inversiones acumuladas desde 2012, repartidas en las cinco regiones del Brasil.

La tecnología solar se utiliza actualmente en el 99,9% de todas las conexiones distribuidas en el país, liderando el segmento con facilidad.

En cuanto al número de sistemas instalados, los consumidores residenciales encabezan la lista y representan el 72,8% del total. Luego vienen las empresas de los sectores del comercio y los servicios (17,3%), los consumidores rurales (7,0%), las industrias (2,5%), el poder público (0,4%) y otros tipos, como los servicios públicos (0,03%) y el alumbrado público (0,01%).

En cuanto a la potencia instalada, los consumidores de los sectores de comercio y servicios lideran el uso de la energía solar fotovoltaica, con el 38,5% de la potencia instalada en el país, seguidos de cerca por los consumidores residenciales (38,0%), los consumidores rurales (13,2%), las industrias (8,9%), la energía pública (1,2%) y otros tipos, como los servicios públicos (0,1%) y el alumbrado público (0,02%).

Según la entidad, Brasil tiene más de 333 mil sistemas solares fotovoltaicos conectados a la red, llevando economía y sostenibilidad a más de 415 mil unidades consumidoras.

Está presente en todos los estados brasileños, siendo los 5 mayores en potencia instalada, respectivamente: Minas Gerais, São Paulo, Rio Grande do Sul, Mato Grosso y Paraná.

«Aunque ha avanzado en los últimos años, Brasil, que tiene uno de los mejores recursos solares del planeta, todavía tiene un mercado solar muy pequeño, especialmente en la generación distribuida. Hay más de 85 millones de consumidores de electricidad en el país, pero actualmente sólo el 0,5% utiliza el sol para producir electricidad», destaca Ronaldo Koloszuk, presidente del consejo de administración de ABSOLAR.

Según el director general de ABSOLAR, Rodrigo Sauaia, la energía solar tendrá un papel cada vez más estratégico en el logro de los objetivos de desarrollo económico del país, especialmente ahora para ayudar en la recuperación sostenible de la economía, ya que es la fuente renovable que genera más empleos e ingresos en el mundo.

«El sector solar fotovoltaico trabaja para acelerar la expansión renovable de la matriz eléctrica brasileña, a precios competitivos. Somos la fuente renovable más barata de Brasil y ayudaremos al país a crecer con una competitividad y una sostenibilidad cada vez mayores», señala Sauaia.

Acerca de ABSOLAR

Fundada en 2013, la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) reúne a empresas y profesionales de toda la cadena de producción del sector solar fotovoltaico que operan en el Brasil, tanto en las áreas de generación distribuida como de generación centralizada.

ABSOLAR coordina, representa y defiende el desarrollo del sector y del mercado de la energía solar fotovoltaica en el Brasil, promoviendo y difundiendo el uso de esta energía limpia, renovable y sostenible en el país y representando al sector fotovoltaico brasileño a nivel internacional.

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Fotovoltaica supera los 7GW en Brasil: 4GW de generación distribuida y 3GW en grandes parques

Desde 2012, la fuente ya ha aportado más de 35.000 millones de reales en nuevas inversiones al país y ha generado más de 210.000 empleos acumulados.

En el segmento de la generación centralizada, el Brasil tiene tres gigavatios (GW) de potencia instalada en plantas solares fotovoltaicas, el equivalente al 1,6% de la matriz eléctrica del país.

En 2019, la fuente fue la más competitiva entre las fuentes renovables en las dos subastas de nuevas energías, A-4 y A-6, con precios medios inferiores a 21 dólares de los EE.UU. por MWh.

Actualmente, las grandes centrales de energía solar son la séptima fuente de generación más grande de Brasil, con empresas en funcionamiento en nueve estados brasileños, en el Nordeste (Bahía, Ceará, Paraíba, Pernambuco, Piauí y Rio Grande do Norte), Sudeste (Minas Gerais y São Paulo) y Centro-Oeste (Tocantins). Las inversiones acumuladas en este segmento superan los 15.000 millones de reales.

Sumando las capacidades instaladas de los segmentos de generación distribuida y generación centralizada, la fuente solar fotovoltaica ocupa el sexto lugar en la matriz eléctrica brasileña, detrás de las fuentes hidroeléctricas, eólicas, de biomasa, de gas natural y de diesel termoeléctrico y otros combustibles fósiles.

La fuente solar ya representa más que la suma de toda la capacidad instalada de las centrales eléctricas de carbón y nucleares, que asciende a 5,6 GW.

En el segmento de la generación distribuida, hay más de 4,0 gigavatios de potencia instalada de la fuente solar fotovoltaica, lo que representa R$ 20.000 millones en inversiones acumuladas desde 2012, repartidas en las cinco regiones del Brasil.

La tecnología solar se utiliza actualmente en el 99,9% de todas las conexiones distribuidas en el país, liderando el segmento con facilidad.

En cuanto al número de sistemas instalados, los consumidores residenciales encabezan la lista y representan el 72,8% del total. Luego vienen las empresas de los sectores del comercio y los servicios (17,3%), los consumidores rurales (7,0%), las industrias (2,5%), el poder público (0,4%) y otros tipos, como los servicios públicos (0,03%) y el alumbrado público (0,01%).

En cuanto a la potencia instalada, los consumidores de los sectores de comercio y servicios lideran el uso de la energía solar fotovoltaica, con el 38,5% de la potencia instalada en el país, seguidos de cerca por los consumidores residenciales (38,0%), los consumidores rurales (13,2%), las industrias (8,9%), la energía pública (1,2%) y otros tipos, como los servicios públicos (0,1%) y el alumbrado público (0,02%).

Según la entidad, Brasil tiene más de 333 mil sistemas solares fotovoltaicos conectados a la red, llevando economía y sostenibilidad a más de 415 mil unidades consumidoras.

Está presente en todos los estados brasileños, siendo los 5 mayores en potencia instalada, respectivamente: Minas Gerais, São Paulo, Rio Grande do Sul, Mato Grosso y Paraná.

«Aunque ha avanzado en los últimos años, Brasil, que tiene uno de los mejores recursos solares del planeta, todavía tiene un mercado solar muy pequeño, especialmente en la generación distribuida. Hay más de 85 millones de consumidores de electricidad en el país, pero actualmente sólo el 0,5% utiliza el sol para producir electricidad», destaca Ronaldo Koloszuk, presidente del consejo de administración de ABSOLAR.

Según el director general de ABSOLAR, Rodrigo Sauaia, la energía solar tendrá un papel cada vez más estratégico en el logro de los objetivos de desarrollo económico del país, especialmente ahora para ayudar en la recuperación sostenible de la economía, ya que es la fuente renovable que genera más empleos e ingresos en el mundo.

«El sector solar fotovoltaico trabaja para acelerar la expansión renovable de la matriz eléctrica brasileña, a precios competitivos. Somos la fuente renovable más barata de Brasil y ayudaremos al país a crecer con una competitividad y una sostenibilidad cada vez mayores», señala Sauaia.

Acerca de ABSOLAR

Fundada en 2013, la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) reúne a empresas y profesionales de toda la cadena de producción del sector solar fotovoltaico que operan en el Brasil, tanto en las áreas de generación distribuida como de generación centralizada.

ABSOLAR coordina, representa y defiende el desarrollo del sector y del mercado de la energía solar fotovoltaica en el Brasil, promoviendo y difundiendo el uso de esta energía limpia, renovable y sostenible en el país y representando al sector fotovoltaico brasileño a nivel internacional.

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TÜV SÜD otorga certificado IEC para el aerogenerador N149 de Nordex Group

Con el certificado de tipo, el organismo independiente de certificación ha confirmado ahora la evaluación de la calidad del diseño de la N149/5.X con la norma pertinente, así como el comportamiento de la turbina en el terreno sobre la base de las pruebas de tipo.

La turbina puede funcionar tanto con palas de rotor estándar como con palas de rotor antihielo para regiones frías.

Nordex instaló el primer N149/5.X en el parque eólico de Genshagener Heide, cerca de Potsdam, Alemania, en septiembre.

En noviembre instaló la segunda turbina de este tipo en Santow, cerca de Grevesmühlen en Mecklenburgo-Pomerania Occidental, también en Alemania, con su sistema antihielo.

Otra parte de la certificación del tipo comprende la evaluación de la fabricación y producción de los generadores de la turbina eólica.

El Grupo Nordex y sus proveedores mundiales de componentes para el N149/5.X han establecido un sistema de gestión de la calidad certificado de conformidad con la norma ISO 9001:2015.

Las inspecciones de la fabricación realizadas por el agente certificador sirvieron para confirmar que la producción de los componentes y el WTG cumple con los requisitos de calidad de acuerdo con los documentos de construcción certificados.

La certificación de tipo IEC 61400-22 es de particular importancia para la comercialización internacional del N149/5.X.

Los inversores, los planificadores de proyectos y los operadores de parques eólicos esperan que sus generadores de turbinas eólicas estén certificados de conformidad con las normas internacionales.

En este contexto, por regla general la certificación CEI se considera un requisito previo para las licitaciones de proyectos internacionales de energía eólica. Se trata de un procedimiento reconocido y un paso importante en el proceso de certificación de proyectos.

En la primavera de 2019, el Grupo Nordex abrió el segmento de mercado de las turbinas de 5MW con este tipo de turbina.

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TÜV SÜD otorga certificado IEC para el aerogenerador N149 de Nordex Group

Con el certificado de tipo, el organismo independiente de certificación ha confirmado ahora la evaluación de la calidad del diseño de la N149/5.X con la norma pertinente, así como el comportamiento de la turbina en el terreno sobre la base de las pruebas de tipo.

La turbina puede funcionar tanto con palas de rotor estándar como con palas de rotor antihielo para regiones frías.

Nordex instaló el primer N149/5.X en el parque eólico de Genshagener Heide, cerca de Potsdam, Alemania, en septiembre.

En noviembre instaló la segunda turbina de este tipo en Santow, cerca de Grevesmühlen en Mecklenburgo-Pomerania Occidental, también en Alemania, con su sistema antihielo.

Otra parte de la certificación del tipo comprende la evaluación de la fabricación y producción de los generadores de la turbina eólica.

El Grupo Nordex y sus proveedores mundiales de componentes para el N149/5.X han establecido un sistema de gestión de la calidad certificado de conformidad con la norma ISO 9001:2015.

Las inspecciones de la fabricación realizadas por el agente certificador sirvieron para confirmar que la producción de los componentes y el WTG cumple con los requisitos de calidad de acuerdo con los documentos de construcción certificados.

La certificación de tipo IEC 61400-22 es de particular importancia para la comercialización internacional del N149/5.X.

Los inversores, los planificadores de proyectos y los operadores de parques eólicos esperan que sus generadores de turbinas eólicas estén certificados de conformidad con las normas internacionales.

En este contexto, por regla general la certificación CEI se considera un requisito previo para las licitaciones de proyectos internacionales de energía eólica. Se trata de un procedimiento reconocido y un paso importante en el proceso de certificación de proyectos.

En la primavera de 2019, el Grupo Nordex abrió el segmento de mercado de las turbinas de 5MW con este tipo de turbina.

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Hito para Vestas: Cerró nuevo contrato por 534 MW y así alcanza 5500 MW en Brasil

La ampliación del parque se sumará a los 504MW de la primera fase del proyecto de 1GW en el estado de Rio Grande do Norte, actualmente en construcción.

Para el proyecto, Vestas desarrolló una solución personalizada, con turbinas eólicas V150-4.2MW, algunas de ellas entregadas en 4.3MW y otras en modo de potencia optimizada de 4.5MW.

El contrato incluye el suministro, la instalación y la puesta en marcha de las turbinas eólicas, así como un acuerdo de servicio de 20 años de Gestión Activa de la Producción 5000 (AOM 5000).

Se espera que el proyecto entre en funcionamiento en 2023.

El director de nuevos negocios de Casa dos Ventos, Lucas Araripe, valoró la firma del contrato: «Nos sentimos honrados de poder ampliar nuestra asociación con Vestas, convirtiéndonos en el mayor cliente del fabricante en América Latina y reafirmando nuestro compromiso con el desarrollo de las fuentes renovables en Brasil.

«Estamos convencidos de que la tecnología de los equipos nos permitirá extraer el recurso eólico de la región de manera optimizada, sirviendo a nuestros clientes con energía limpia y de bajo costo».

El presidente de Vestas Mediterranean, Javier Rodríguez, añadió: «Estamos orgullosos de continuar nuestra exitosa colaboración con Casa dos Ventos y de proporcionarles una solución personalizada que incluye nuestro recientemente introducido Modo de Potencia Optimizada de 4,5MW, asegurando el máximo valor para el caso de negocio de nuestro cliente».

«La escala de este proyecto muestra el potencial de la energía limpia en Brasil y marca un gran paso adelante en la transición energética del país hacia un futuro más sostenible».

Este es el tercer contrato que Vestas ha firmado con Casa dos Ventos en menos de dos años, totalizando 1.2GW de turbinas eólicas.

Vestas tiene ahora un total de pedidos de más de 5,5GW en Brasil.

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Hito para Vestas: Cerró nuevo contrato por 534 MW y así alcanza 5500 MW en Brasil

La ampliación del parque se sumará a los 504MW de la primera fase del proyecto de 1GW en el estado de Rio Grande do Norte, actualmente en construcción.

Para el proyecto, Vestas desarrolló una solución personalizada, con turbinas eólicas V150-4.2MW, algunas de ellas entregadas en 4.3MW y otras en modo de potencia optimizada de 4.5MW.

El contrato incluye el suministro, la instalación y la puesta en marcha de las turbinas eólicas, así como un acuerdo de servicio de 20 años de Gestión Activa de la Producción 5000 (AOM 5000).

Se espera que el proyecto entre en funcionamiento en 2023.

El director de nuevos negocios de Casa dos Ventos, Lucas Araripe, valoró la firma del contrato: «Nos sentimos honrados de poder ampliar nuestra asociación con Vestas, convirtiéndonos en el mayor cliente del fabricante en América Latina y reafirmando nuestro compromiso con el desarrollo de las fuentes renovables en Brasil.

«Estamos convencidos de que la tecnología de los equipos nos permitirá extraer el recurso eólico de la región de manera optimizada, sirviendo a nuestros clientes con energía limpia y de bajo costo».

El presidente de Vestas Mediterranean, Javier Rodríguez, añadió: «Estamos orgullosos de continuar nuestra exitosa colaboración con Casa dos Ventos y de proporcionarles una solución personalizada que incluye nuestro recientemente introducido Modo de Potencia Optimizada de 4,5MW, asegurando el máximo valor para el caso de negocio de nuestro cliente».

«La escala de este proyecto muestra el potencial de la energía limpia en Brasil y marca un gran paso adelante en la transición energética del país hacia un futuro más sostenible».

Este es el tercer contrato que Vestas ha firmado con Casa dos Ventos en menos de dos años, totalizando 1.2GW de turbinas eólicas.

Vestas tiene ahora un total de pedidos de más de 5,5GW en Brasil.

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Hitachi ABB Power Grids analiza las actualizaciones de los sistemas eléctricos para incorporar más renovables en Latinoamérica

El equipo comandado por Claudio Facchin, CEO de Hitachi ABB Power Grids, se comprometió con la revalorización del sistema eléctrico y, ante “la nueva normalidad”, viene impulsando distintas iniciativas que fomenten el debate en torno a la transición energética, la incorporación de energías renovables y las innovaciones en el sector.

Una de aquellas es Latam Future Energy, que tuvo su evento inaugural los pasados 24 y 25 de noviembre (ver). Allí, Hitachi ABB Power Grids se destacó como aliado estratégico.   

¿Qué retos existen al incorporar más energías renovables ”intermitentes”? fue una de las preguntas que disparó Victor Muñoz, referente de Denham Capital Management, mientras ofició de moderador en el panel  “La red de transmisión del futuro en Latinoamérica: Integración de renovables, contexto social y ambiental”. 

Entre los empresarios que respondieron, Javier Ricardo Ruiz Vargas, director de Marketing y Gestión Comercial en Hitachi ABB Power Grids Colombia, declaró con altura: 

“Es preciso señalar los elementos de transformación que se convertirán en los retos que tendremos: 

1- Reformar el mercado de potencia 

2- Incorporar soluciones flexibles inteligentes 

3- Trabajar sobre la utilización de la demanda 

4- Lograr la electrificación de uso final“.

Como trabajador de una empresa dedicada a la innovación tecnológica, además de referirse a almacenamiento Javier Ricardo Ruiz Vargas también mencionó la necesidad de la incorporación de desarrollos de HVDC (High Voltage Direct Current) donde Hitachi ABB Power Grids es pionero (ver).

“Vamos a presenciar la incorporación de mucha más interconexión HVDC. Seguramente, se volverá más ¨normal de lo que hoy es¨ y no sólo para hacer interconexiones entre países o zonas continentales e islas sino también para la expansión de la red con la incorporación de más renovables“, pronosticó el especialista.  

Retomando los desafíos pendientes de la limpieza de la matriz energética, el empresario consideró que “la incorporación masiva del HVDC incluso aporta con reducción significativa de CO2” al sistema.   

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Hitachi ABB Power Grids analiza las actualizaciones de los sistemas eléctricos para incorporar más renovables en Latinoamérica

El equipo comandado por Claudio Facchin, CEO de Hitachi ABB Power Grids, se comprometió con la revalorización del sistema eléctrico y, ante “la nueva normalidad”, viene impulsando distintas iniciativas que fomenten el debate en torno a la transición energética, la incorporación de energías renovables y las innovaciones en el sector.

Una de aquellas es Latam Future Energy, que tuvo su evento inaugural los pasados 24 y 25 de noviembre (ver). Allí, Hitachi ABB Power Grids se destacó como aliado estratégico.   

¿Qué retos existen al incorporar más energías renovables ”intermitentes”? fue una de las preguntas que disparó Victor Muñoz, referente de Denham Capital Management, mientras ofició de moderador en el panel  “La red de transmisión del futuro en Latinoamérica: Integración de renovables, contexto social y ambiental”. 

Entre los empresarios que respondieron, Javier Ricardo Ruiz Vargas, director de Marketing y Gestión Comercial en Hitachi ABB Power Grids Colombia, declaró con altura: 

“Es preciso señalar los elementos de transformación que se convertirán en los retos que tendremos: 

1- Reformar el mercado de potencia 

2- Incorporar soluciones flexibles inteligentes 

3- Trabajar sobre la utilización de la demanda 

4- Lograr la electrificación de uso final“.

Como trabajador de una empresa dedicada a la innovación tecnológica, además de referirse a almacenamiento Javier Ricardo Ruiz Vargas también mencionó la necesidad de la incorporación de desarrollos de HVDC (High Voltage Direct Current) donde Hitachi ABB Power Grids es pionero (ver).

“Vamos a presenciar la incorporación de mucha más interconexión HVDC. Seguramente, se volverá más ¨normal de lo que hoy es¨ y no sólo para hacer interconexiones entre países o zonas continentales e islas sino también para la expansión de la red con la incorporación de más renovables“, pronosticó el especialista.  

Retomando los desafíos pendientes de la limpieza de la matriz energética, el empresario consideró que “la incorporación masiva del HVDC incluso aporta con reducción significativa de CO2” al sistema.   

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La petrolera Ecopetrol duplicará su consumo de energías renovables en Colombia

Ayer, el diario financiero colombiano Valora Analitik desarrolló una entrevista en vivo con uno de los máximos referentes del sector energético de ese país: Felipe Bayón, Presidente de Ecopetrol.

Si bien la charla estuvo centrada en la exploración y explotación de hidrocarburos, las renovables estuvieron presentes por el propio peso que hoy genera la actividad.

Allí Bayón recordó que actualmente Ecopetrol cuenta con la operación del parque solar Castilla, de 21 MWp, que además de evitar 150 mil toneladas de CO2 le está generado a la empresa un ahorro anual de 1 millón de dólares en costos operativos.

Tras esta experiencia, el ejecutivo destacó que para mediados del 2021 entrará en operaciones la planta fotovoltaica San Fernando, de 59 MWp, y que con la adjudicación en la subasta a largo plazo se sumarán 30 MW más, alcanzando los 110 MW renovables.

Pero la meta al mediano plazo es que el 20% de la energía que consuma la petrolera provenga de estas fuentes limpias de energía; es decir, aproximadamente unos 260 MW.

Actualmente la compañía petrolera cuenta con unos 1.300 MW de potencia instalada para abastecer sus operaciones. “Si Ecopetrol fuera una ciudad podríamos ser la quinta o sexta ciudad del país en término de consumo de energía”, enfatizó Bayón.

En esa línea, el directivo aseguró que Ecopetrol tiene planes de incorporar potencia de otras fuentes renovables, como la eólica (en el centro y norte del país –ver infografía-) y la geotérmica, “que la tenemos presentes en muchos de nuestros yacimientos, nuestros campos en el país”, observó.

Además destacó: “estamos haciendo muchísima investigación en el hidrógeno”.

Apoyo a la subasta de renovables

Consultado sobre el anuncio del Presidente de la Nación, Iván Duque, de una nueva subasta a largo plazo de energías renovables para el primer semestre del 2021, Bayón se mostró de acuerdo con esa señal, sobre todo si se quiere honrar el compromiso de Colombia se reducir las emisiones de CO2 en un 51% al 2030.

“Es un reto súper desafiante. Pero es un gran reto como país”, expresó el titular de Ecopetrol.

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La petrolera Ecopetrol duplicará su consumo de energías renovables en Colombia

Ayer, el diario financiero colombiano Valora Analitik desarrolló una entrevista en vivo con uno de los máximos referentes del sector energético de ese país: Felipe Bayón, Presidente de Ecopetrol.

Si bien la charla estuvo centrada en la exploración y explotación de hidrocarburos, las renovables estuvieron presentes por el propio peso que hoy genera la actividad.

Allí Bayón recordó que actualmente Ecopetrol cuenta con la operación del parque solar Castilla, de 21 MWp, que además de evitar 150 mil toneladas de CO2 le está generado a la empresa un ahorro anual de 1 millón de dólares en costos operativos.

Tras esta experiencia, el ejecutivo destacó que para mediados del 2021 entrará en operaciones la planta fotovoltaica San Fernando, de 59 MWp, y que con la adjudicación en la subasta a largo plazo se sumarán 30 MW más, alcanzando los 110 MW renovables.

Pero la meta al mediano plazo es que el 20% de la energía que consuma la petrolera provenga de estas fuentes limpias de energía; es decir, aproximadamente unos 260 MW.

Actualmente la compañía petrolera cuenta con unos 1.300 MW de potencia instalada para abastecer sus operaciones. “Si Ecopetrol fuera una ciudad podríamos ser la quinta o sexta ciudad del país en término de consumo de energía”, enfatizó Bayón.

En esa línea, el directivo aseguró que Ecopetrol tiene planes de incorporar potencia de otras fuentes renovables, como la eólica (en el centro y norte del país –ver infografía-) y la geotérmica, “que la tenemos presentes en muchos de nuestros yacimientos, nuestros campos en el país”, observó.

Además destacó: “estamos haciendo muchísima investigación en el hidrógeno”.

Apoyo a la subasta de renovables

Consultado sobre el anuncio del Presidente de la Nación, Iván Duque, de una nueva subasta a largo plazo de energías renovables para el primer semestre del 2021, Bayón se mostró de acuerdo con esa señal, sobre todo si se quiere honrar el compromiso de Colombia se reducir las emisiones de CO2 en un 51% al 2030.

“Es un reto súper desafiante. Pero es un gran reto como país”, expresó el titular de Ecopetrol.

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Finat se opone al proyecto que anticipa la salida de centrales a carbón y analiza el futuro del hidrógeno verde en Chile

La semana pasada Chile fue noticia mundial a causa del último reporte del “Renewable Energy Country Attractiveness Index” (RECAI), elaborado EY (Ernst & Young). Es que el país fue calificado como el número 11 entre los más atractivos para generar inversiones en energías renovables.

El ranking observa a 40 países y, para nominarlos, la consultora EY analiza variables del tipo macroeconómica, la prioridad que tienen estas fuentes dentro del mercado energético y la facilidad de financiación de proyectos.

Para Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento ACERA, el onceavo puesto “es un lugar muy meritorio” debido al tamaño del mercado chileno, que comparativamente con los otros del ranking es bastante pequeño.

En diálogo con el programa radial Estación Central, el dirigente destacó que Chile debe “cuidar” esta calificación preservando el ambiente de inversiones, las reglas de juego y el compromiso de las autoridades para el desarrollo de estas fuentes de energía limpia.

Pero, en ese marco, Finat consideró que un desacierto de la política chilena, en este caso del Congreso de la Nación, es el avance del proyecto de Ley que obliga el retiro de las centrales a carbón para finales del 2025. Calificó esa medida como “una señal de preocupación”.

El proyecto de Ley, que obtuvo amplia adhesión en la Cámara de Diputados y espera la media sanción, anticipa al programa de Gobierno que fijó una salida para estas plantas antes del año 2040. Para el director ejecutivo de ACERA, el problema de este adelanto es que no contempla un respaldo técnico que asegure su éxito.

Explicó que “el sistema eléctrico, sin las plantas a carbón al año 2025, vaya a poder operar y entregar energía a un precio competitivo y de forma segura y permanente a la ciudadanía”.

En su línea argumentativa, Finat indicó que probablemente al año 2025 el 50% del aporte energético total en Chile sea con energías renovables no convencionales, y que esa potencia requerirá de tecnologías que le den estabilidad al sistema a precios bajos, como hoy lo hacen las centrales a carbón.

No obstante a ello, el representante chileno del gremio de las renovables dejó en claro que él cree en que la salida de estas fuentes contaminantes deberá ser antes del 2040, como lo considera el Gobierno. Pero se opone a la rigidez del proyecto de Ley sin estudios rigurosos que den respuestas a interrogantes de confiabilidad y precios del sistema.

“Ahí hay que ser más prudentes y determinar efectivamente que eso (el retiro de plantas a carbón) se puede hacer en el año 2025, 2026 o 2027, o el año que sea, de acuerdo a lo que los estudios técnicos digan”, concluyó Finat.

Hidrógeno verde, la mayor oportunidad

Por otra parte, el director ejecutivo de ACERA hablo de la importancia de que los últimos gobiernos hayan tomado políticas complementarias hacia la transición energética y, en ese sentido, de cómo se está encarando la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde.

“En términos de una política energética, (el hidrógeno verde) es probablemente la mayor oportunidad industrial que ha tenido Chile durante el presente siglo, tal vez comparable solamente a lo que fue en su momento el boom del salitre”, resaltó Finat.

Observó que los sucesivos Gobiernos deberán reafirmar año tras año esta política de Estado porque si bien recién en 2025 se estarían poniendo en marcha las primeras pruebas piloto de proyectos de hidrógeno a partir de renovables, en una etapa avanzando esta actividad “podría demandar energía eléctrica por 2,5 veces todo el consumo actual de Chile” sólo para producir este fluido a base de agua.

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Finat se opone al proyecto que anticipa la salida de centrales a carbón y analiza el futuro del hidrógeno verde en Chile

La semana pasada Chile fue noticia mundial a causa del último reporte del “Renewable Energy Country Attractiveness Index” (RECAI), elaborado EY (Ernst & Young). Es que el país fue calificado como el número 11 entre los más atractivos para generar inversiones en energías renovables.

El ranking observa a 40 países y, para nominarlos, la consultora EY analiza variables del tipo macroeconómica, la prioridad que tienen estas fuentes dentro del mercado energético y la facilidad de financiación de proyectos.

Para Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento ACERA, el onceavo puesto “es un lugar muy meritorio” debido al tamaño del mercado chileno, que comparativamente con los otros del ranking es bastante pequeño.

En diálogo con el programa radial Estación Central, el dirigente destacó que Chile debe “cuidar” esta calificación preservando el ambiente de inversiones, las reglas de juego y el compromiso de las autoridades para el desarrollo de estas fuentes de energía limpia.

Pero, en ese marco, Finat consideró que un desacierto de la política chilena, en este caso del Congreso de la Nación, es el avance del proyecto de Ley que obliga el retiro de las centrales a carbón para finales del 2025. Calificó esa medida como “una señal de preocupación”.

El proyecto de Ley, que obtuvo amplia adhesión en la Cámara de Diputados y espera la media sanción, anticipa al programa de Gobierno que fijó una salida para estas plantas antes del año 2040. Para el director ejecutivo de ACERA, el problema de este adelanto es que no contempla un respaldo técnico que asegure su éxito.

Explicó que “el sistema eléctrico, sin las plantas a carbón al año 2025, vaya a poder operar y entregar energía a un precio competitivo y de forma segura y permanente a la ciudadanía”.

En su línea argumentativa, Finat indicó que probablemente al año 2025 el 50% del aporte energético total en Chile sea con energías renovables no convencionales, y que esa potencia requerirá de tecnologías que le den estabilidad al sistema a precios bajos, como hoy lo hacen las centrales a carbón.

No obstante a ello, el representante chileno del gremio de las renovables dejó en claro que él cree en que la salida de estas fuentes contaminantes deberá ser antes del 2040, como lo considera el Gobierno. Pero se opone a la rigidez del proyecto de Ley sin estudios rigurosos que den respuestas a interrogantes de confiabilidad y precios del sistema.

“Ahí hay que ser más prudentes y determinar efectivamente que eso (el retiro de plantas a carbón) se puede hacer en el año 2025, 2026 o 2027, o el año que sea, de acuerdo a lo que los estudios técnicos digan”, concluyó Finat.

Hidrógeno verde, la mayor oportunidad

Por otra parte, el director ejecutivo de ACERA hablo de la importancia de que los últimos gobiernos hayan tomado políticas complementarias hacia la transición energética y, en ese sentido, de cómo se está encarando la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde.

“En términos de una política energética, (el hidrógeno verde) es probablemente la mayor oportunidad industrial que ha tenido Chile durante el presente siglo, tal vez comparable solamente a lo que fue en su momento el boom del salitre”, resaltó Finat.

Observó que los sucesivos Gobiernos deberán reafirmar año tras año esta política de Estado porque si bien recién en 2025 se estarían poniendo en marcha las primeras pruebas piloto de proyectos de hidrógeno a partir de renovables, en una etapa avanzando esta actividad “podría demandar energía eléctrica por 2,5 veces todo el consumo actual de Chile” sólo para producir este fluido a base de agua.

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Julian Nebreda de AES: «el futuro de la energía en Latinoamérica es más renovables, digitalización y almacenamiento»

“El camino son las energías renovables”, introdujo Julian Nebreda, presidente para Sudamérica de AES, durante su participación en el panel “Las utilities del futuro en Latinoamérica en un contexto de transformación energética”.

Según indicó el referente de AES, toda la nueva capacidad de esta empresa ya proviene de fuentes renovables en países como Brasil, Chile y Colombia. El desafío ahora sería repensar cómo seguir creciendo en países de la región donde existen dificultades adicionales.

Ahora bien, el empresario también planteó que no sólo la nueva generación debe ser renovable sino que las utilities deben transformarse para “reemplazar toda la capacidad térmica”. Y reforzó: “No hay dudas de esa necesidad”.

El caso de Chile sirve de referencia como país de la región Latinoamericana que asumió el compromiso de descarbonización de la matriz e impulsó políticas y regulaciones para que el sector privado opte por alternativas de generación más limpias. Las empresas que ahí operan lo entendieron y se sumaron a aquella transición energética.

Más de 650 MW renovables empezarán a operar próximamente en Chile

A partir de allí, surgen nuevas oportunidades de inversión que resultan atractivas pero que también requieren de esfuerzos adicionales, como incorporar almacenamiento, avanzar sobre la digitalización de los servicios, fortalecer la eficiencia energética y evaluar nuevas tecnologías tales como el hidrógeno verde.

“No hay ninguna duda que el futuro de la energía en Latinoamérica es más renovables, más digitalización y almacenamiento”, valoró el empresario a la vez que valoró que ahí se encontraría el negocio “correcto”, donde encontrarían los retornos adecuados “para hacer lo que tenemos que hacer”.

Acceda a las declaraciones completas en los videos de Latam Future Energy Virtual Summit 2020, patrocinados especialmente por BLC Global, impulsores de OptimumPG en la región.

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Julian Nebreda de AES: «el futuro de la energía en Latinoamérica es más renovables, digitalización y almacenamiento»

“El camino son las energías renovables”, introdujo Julian Nebreda, presidente para Sudamérica de AES, durante su participación en el panel “Las utilities del futuro en Latinoamérica en un contexto de transformación energética”.

Según indicó el referente de AES, toda la nueva capacidad de esta empresa ya proviene de fuentes renovables en países como Brasil, Chile y Colombia. El desafío ahora sería repensar cómo seguir creciendo en países de la región donde existen dificultades adicionales.

Ahora bien, el empresario también planteó que no sólo la nueva generación debe ser renovable sino que las utilities deben transformarse para “reemplazar toda la capacidad térmica”. Y reforzó: “No hay dudas de esa necesidad”.

El caso de Chile sirve de referencia como país de la región Latinoamericana que asumió el compromiso de descarbonización de la matriz e impulsó políticas y regulaciones para que el sector privado opte por alternativas de generación más limpias. Las empresas que ahí operan lo entendieron y se sumaron a aquella transición energética.

Más de 650 MW renovables empezarán a operar próximamente en Chile

A partir de allí, surgen nuevas oportunidades de inversión que resultan atractivas pero que también requieren de esfuerzos adicionales, como incorporar almacenamiento, avanzar sobre la digitalización de los servicios, fortalecer la eficiencia energética y evaluar nuevas tecnologías tales como el hidrógeno verde.

“No hay ninguna duda que el futuro de la energía en Latinoamérica es más renovables, más digitalización y almacenamiento”, valoró el empresario a la vez que valoró que ahí se encontraría el negocio “correcto”, donde encontrarían los retornos adecuados “para hacer lo que tenemos que hacer”.

Acceda a las declaraciones completas en los videos de Latam Future Energy Virtual Summit 2020, patrocinados especialmente por BLC Global, impulsores de OptimumPG en la región.

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Kicillof anunció obras de transporte eléctrico con financiamiento de la CAF

El gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof anunció la realización de obras de transporte eléctrico que mejorarán la conectividad del interior de la Provincia con una inversión de 138 millones de dólares, financiada en parte por la Corporación Andina de Fomento (CAF).

Fue durante una videoconferencia con intendentes de la que participaron también el ministro de Infraestructura y Servicios Públicos, Agustín Simone, y el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni.

“Desde que asumimos nos propusimos hacer todo lo que fuera necesario para lograr la integración de la Provincia, generando mayor equidad en el acceso a los servicios públicos y mejores oportunidades”, aseguró Kicillof y enfatizó: “Los municipios del interior necesitan un sistema eléctrico que esté bien preparado para su desarrollo”.

El “Programa Regional de Transporte Eléctrico de la Provincia de Buenos Aires” proyecta la construcción de obras de alta tensión, subestaciones y tendido de líneas de transmisión, con el fin de aumentar la eficiencia y reducir los costos de abastecimiento en los distritos de Chivilcoy, Guaminí, Necochea y San Andrés de Giles.

Se trata de una inversión de 138 millones de dólares, de los cuales 100 serán financiados por la CAF y el resto por la Provincia.

En tanto, Simone destacó que las obras “no solo traerán beneficios a esas localidades sino a toda la región”, dado que “van a aportar mucha estabilidad al sistema de distribución de energía y van a permitir que todos los municipios tengan mucho mejor acceso a la potencia para el desarrollo industrial y urbano”.

En sintonía, el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni, puntualizó: “Estas cuatro obras tienen un impacto en por lo menos 20 municipios; van a mejorar sustancialmente el servicio”, y agregó: “Habrá mucha más potencia disponible y ante cualquier falla contarán con otra línea para abastecer”.

El proyecto en el distrito de San Andrés de Giles contempla una nueva estación transformadora (ET) y una línea de alta tensión de 26 km, lo que mejorará el abastecimiento a la ciudad y zonas aledañas y permitirá contar con la potencia necesaria para nuevos emprendimientos.

En Chivilcoy se construirá la ET “Chivilcoy II” y el vínculo de línea de alta tensión Chivilcoy-25 de Mayo, que posibilitarán nuevas demandas, favoreciendo el desarrollo de la economía local y regional.

Por su parte, los trabajos en Guaminí comprenden una nueva ET “Guaminí” y la línea de alta tensión que vincula con Coronel Suárez, lo cual brindará un suministro de mejor calidad y aportará infraestructura para nuevos desarrollos. Por último, la ET “Quequén” permitirá abastecer la demanda insatisfecha de la zona del puerto.

El Gobernador aseguró que “buscamos y que el interior de la provincia pueda avanzar en conectividad y transporte de energía para que todos los y las bonaerenses que viven allí tengan las mismas oportunidades que quienes viven en otras ciudades”.

Estas obras se llevarán a cabo en el marco del convenio suscripto por el Gobernador y el presidente de la Nación, Alberto Fernández, el pasado 11 de noviembre en Casa Rosada, en el que se obtuvo financiamiento de la CAF para el desarrollo de infraestructura hídrica y de transporte.

Participaron de la presentación los intendentes de San Andrés de Giles, Carlos Puglielli; de Guaminí, José Nobre Ferreira; de Luján, Leonardo Boto; de Carmen de Areco, Iván Villagrán; de Daireaux, Alejandro Acerbo; de Alberti, Germán Lago; de San Antonio de Areco, Francisco Ratto; de Suipacha, Alejandro Federico; de Saavedra, Gustavo Notararigo; y de Navarro, Facundo Diz.

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Naturgy y Municipalidad de San Martin promueven la eficiencia energética

La Municipalidad de General San Martin, representada por su Intendente Fernando Moreira, y Naturgy, representada por su Gerente General Alberto González Santos, y su Director Comercial, Gustavo Latorre, firmaron un acuerdo para trabajar conjuntamente en acciones que promuevan la eficiencia energética en las industrias del Municipio.

Este acuerdo permitirá que ambas entidades pongan en común iniciativas ya vigentes en la materia, que posibilitarán una gestión más sustentable. El municipio de Gral. San Martín cuenta con su programa de Eficiencia Energética, a partir del cual realiza un diagnóstico de los consumos energéticos de las empresas, que incluye un perfil de consumo, análisis de consumos térmicos y eléctricos, y el sistema de gestión energética.

Naturgy, por su parte y por intermedio de la gestión del Área de Grandes Clientes, establecerá contacto con los principales consumidores de Gas Natural del municipio para obtener el interés de los industriales ofreciendo el análisis energético que realizará el municipio.

Además, también ofrecerá la colaboración de la unidad de Soluciones Energéticas de Natural Energy, comercializadora de Naturgy Energy Group, aportando su experiencia y conocimiento en materia de optimización energética.

Fernando Moreira, Intendente de Gral. San Martín sostuvo que “desde hace años, venimos llevando adelante distintas acciones articuladas con Naturgy, y hoy, a través de este convenio, estamos potenciando nuestro programa de Eficiencia Energética, con la mirada puesta en la gestión responsable y eficiente de los recursos naturales”.

“Entre los desafíos que nos presenta el mundo actual, está el ser cada vez más sustentables y eficientes en todos los consumos, incluido el energético. Por ello celebro iniciativas como el programa de Eficiencia Energética de Gral. San Martín, con quienes trabajaremos en conjunto para ofrecer más y mejores soluciones a los emprendimientos productivos del distrito”, afirmó Alberto González Santos, Gerente General de Naturgy.

Las empresas interesadas en conocer más sobre este servicio, pueden hacerlo comunicándose a soluciones@naturgy.com.ar. Para más información, llamar al 0810-333-46226 o visite www.naturgy.com.ar

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Un acuerdo pone fin a una huelga de 91 días en la principal mina de carbón de Colombia

La mina de carbón Cerrejón, en el norte de Colombia, y el Sindicato de Trabajadores de la Industria del Carbón (Sintracarbón) firmaron este lunes un acuerdo con el que se puso fin a 91 días de huelga, informó la empresa.

El pacto, que también le permite a la compañía reiniciar operaciones a partir de este martes, estará vigente hasta el 31 de diciembre de 2023, informaron las partes.

El acuerdo establece, entre otros asuntos, aumentos salariales anuales igual a la inflación, beneficios en salud, educación y vivienda.

«Después de atravesar la huelga más larga de nuestra historia, debemos trabajar más unidos que nunca para seguir construyendo nuestro futuro y poder hacer realidad nuestros sueños y los de nuestras familias», dijo la presidenta de Cerrejón, Claudia Bejarano, citada en un comunicado de la compañía.

La empresaria recordó que este año la compañía ha atravesado grandes desafíos debido a los precios bajos del carbón, la reducción de la demanda a nivel mundial y la pandemia provocada por la covid-19.

«Tras el acuerdo alcanzado, nuestra prioridad ahora es realizar un reinicio de operaciones seguro y responsable. Para hacerlo posible, el equipo de contingencia, además de mantener los activos durante estos meses, ha diseñado un plan que asegura el cumplimiento de estrictas medidas de seguridad y control para proteger la salud de todos nuestros trabajadores», agregó.

Por su lado, Sintracarbón explicó en un comunicado que también se logró la vinculación de cien trabajadores que tenían contratos a término fijo, para que tengan uno indefinido, así como el reenganche de 200 operarios a quienes se les habían cancelado contratos a término indefinido.

Cerrejón, que es la mayor mina a cielo abierto de Latinoamérica, está ubicada en el departamento de La Guajira (norte) y es de propiedad de las multinacionales mineras BHP, Anglo American y Glencore.

En el comercio mundial, Colombia se ubica como el quinto principal exportador de carbón después de Australia, Indonesia, Rusia y Estados Unidos. EFE

https://www.efe.com/efe/america/economia/un-acuerdo-pone-fin-en-colombia-a-la-huelga-mina-de-carbon-cerrejon/20000011-4407931

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Los números con los que el gobierno justificó el lanzamiento del Plan Gas 2020-2024

El gobierno nacional lanzó ayer el Plan Gas 2020-2024 con el objetivo de estimular las inversiones en los campos gasíferos del país para frenar el declino en la producción. Lo hizo en la Casa Rosada con el respaldo de la cúpula empresaria petrolera. También difundió un documento con los números que sustentan el programa de estímulo para incrementar la producción de gas en la Argentina y evitar importaciones que demandan grandes cantidades de divisas.

Según el gobierno, el Plan Gas 2020-2024 tendrá una sustitución de importaciones por 30.804 millones de metros cúbicos. Este es el requerimiento de importaciones que se suplantará “gracias al desarrollo de producción nacional”, que tendrá 21,1 millones de m3 diarios (MM m3/d) en promedio.

En este sentido, y como consecuencia del plan, el país tendrá un ahorro de divisas de 9.274 millones de dólares. También habrá un ahorro fiscal de US$ 2.574 millones, “que deriva del requerimiento de menores importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y combustibles líquidos, descontando el estímulo otorgado por el Estado Nacional al plan”.

Según el documento, el gobierno estima un incremento de la recaudación fiscal a nivel nacional, provincial y municipal de US$ 3.486 millones.

El Ejecutivo proyecta inversiones para la producción de gas por US$ 6.500 millones hasta 2024, “que surge de los compromisos de las operadoras que participan del plan”.

Por el incremento de la producción, las provincias petroleras tendrán un aumento en las regalías de US$ 987 millones entre 2021 y 2024. El cálculo del gobierno es que las regalías estimadas con el Plan Gas serán de US$ 2.342 millones, mientras que sin el programa de estímulo serían de alrededor de US$ 1.355 millones.

También habrá una “participación equitativa por cuenca” que suma 70 MM m3/d (sin volúmenes adicionales de invierno), donde la Neuquina (Vaca Muerta) tendrá 47,2 MM m3/d, que explica el 67% de la producción; la cuenca Austral (on y off shore) con 20 MM m3/d y el 29%; y, por último, la cuenca del Noreste con 2,8 MM m3/d y con 4% de la producción.

Mecanismo de competencia

El Estado Nacional licitará un bloque de 70 millones de m3 de gas diarios para los 365 días del año en el período 2021-2024. Además, habrá un volumen adicional para cada uno de los inviernos. Los oferentes competirán libremente en un concurso público de precios “para abastecer a la demanda, lo que favorece la reducción de precios”.

La idea del gobierno es fomentar la concurrencia de los productores y premiar al más eficiente en costos “con prioridad de asignación de despacho y de exportación en firme durante el período estival a los países vecinos”.

Off shore

A diferencia de los campos on shore, la producción costas afuera tendrá “un tratamiento diferenciado para potenciar inversiones” que contará con un adicional de 4 años más (total 8 años). Contará con pautas y penalidades diferenciales ante incumplimientos de inyección. En este caso, el compromiso de inversión e inyección equivale al 70% de su producción en el segundo período de 4 años.

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El Nordeste brasileño rompió un nuevo récord de generación eólica

Los parques eólicos en el noreste de Brasil generaron 9.163 megavatios promedio (MWa) el sábado pasado, rompiendo así el récord regional de generación diaria, anunció el lunes el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS).

El volumen producido por los parques eólicos supuso el 86,8% de la carga de la región ese día. El récord anterior fue de 9.098 MWa, registrado el 7 de agosto, según datos de ONS.

ONS señaló que la generación récord fue el resultado de un buen desempeño eólico. Compuesto por nueve estados: Alagoas, Bahía, Ceará, Maranhao, Paraiba, Piauí, Pernambuco, Rio Grande do Norte y Sergipe, la región noreste de Brasil concentra la mayor cantidad de parques eólicos en todo el país gracias a sus condiciones favorables.

El mes pasado, el productor independiente de energía (IPP) Total Eren y EDP Renovaveis SA (ELI: EDPR) obtuvieron fondos para desarrollar sus respectivos proyectos eólicos en el estado de Rio Grande do Norte. La empresa francesa está desarrollando 160 MW de proyectos eólicos mientras que la firma portuguesa de renovables está ampliando un complejo existente a 180,6 MW.

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México se aleja de los objetivos de reducción de emisiones

Al no apostar por las energías renovables, México va rezagado en el cumplimiento de objetivos de reducción de emisiones del G20 a pesar de la caída de la actividad productiva y de la contaminación por la pandemia de covid, señaló el Reporte de la Transparencia Climática.

México no está aprovechando las «oportunidades» y «va al contrario de lo que el reporte señala, que es la importancia de consolidar las políticas para mayor producción de energías renovables», expresó a Efe el director de Política Climática y Transporte en Iniciativa Climática de México (ICM), Jorge Villarreal, tras presentar el informe en México.

ICM participa junto a otras organizaciones en la iniciativa Climate Transparency, a través de la cual se generó el reporte que toma en cuenta a diferentes países del G20.

De acuerdo con los datos del documento, México, junto con Reino Unido, Alemania y Canadá, presenta el rango más alto de reducción de emisiones debido a la pandemia. Sin embargo, sus inversiones públicas y subsidios en proyectos de fuentes fósiles «revertirán el decrecimiento de emisiones una vez que se reactive la economía».

En contraste, la mayoría de países del G20 están promoviendo de forma activa las energías renovables en sus planes de recuperación aunque sigan invirtiendo en fuentes fósiles.

Sin embargo, consideró Villarreal, las políticas energéticas mexicanas no están tomando el mismo rumbo, tanto es así que el 73 % del presupuesto dirigido a la acción del cambio climático está destinado a gasoductos.

«Las políticas orientadas a favorecer los combustibles fósiles obstaculizan que México aproveche la oportunidad para poder consolidar la tendencia global de mayor penetración de energías renovables y de los anuncios que las principales economías está haciendo para la neutralización del carbono para 2050, incluyendo los principales socios comerciales de México», indicó el experto.

Por su parte, la investigadora asociada en el ICM Mariana Gutiérrez indicó en la presentación del reporte que todavía es posible un cambio de rumbo en las políticas mexicanas, pero de manera urgente.

«De acuerdo al reporte, los efectos del cambio climático están generando costos sociales y económicos. En 2019 hubo 126 fallecimientos en México a causa de efectos asociados al cambio climático y se pierden 25.000 millones de dólares cada año», aseguró.

EL G20 AVANZA EN INTENCIONES

A nivel general, el reporte recoge que los países del G20 están avanzando en cuanto a los planes de recuperación verde y están incluyendo medidas contra la crisis climática en sus planes de recuperación tras la pandemia mundial de coronaviurs.

Esto es relevante porque los países del G20 reúnen el 80 % de las emisiones globales de CO2 y dos terceras partes de la población mundial.

«El G20 se mueve en una dirección que apunta al crecimiento acelerado y a la permanencia de las energías renovables a la vez que avanza de manera pausada en descarbonización. Las decisiones en contexto de covid-19 pueden cambiarlo todo», terminó Gutiérrez. EFE

https://www.efe.com/efe/america/economia/mexico-debe-apostar-por-renovables-para-cumplir-con-reduccion-de-emisiones/20000011-4407787

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Proyectan una sobreoferta de 200 millones de barriles a nivel global para 2021

De acuerdo a un informe de la consultora Rystad Energy, si la producción de crudo aumenta según lo previsto en enero, el mundo tendrá que afrontar un nuevo superávit de 200 millones de barriles hasta mayo.

Los balances de Rystad Energy muestran que si la OPEP + no modifica su acuerdo existente y aumenta su producción, el mundo enfrentará en enero su mayor exceso mensual desde abril de 2020 con un superávit diario promedio de 3,1 millones de barriles al mes. Es probable que los excedentes más pequeños continúen hasta mayo, generando un exceso total que superará los 200 millones de barriles durante los primeros cinco meses de 2021, antes de finalmente comenzar a reducirse a partir de junio.

Rystad Energy también calculó lo que puede pasar en caso de la que la OPEP+ decida moderar las metas de producción. Si finalmente dicha organización decide posponer tres meses  el aumento  planificado para enero, seguiremos viendo superávits mensuales consecutivos hasta mayo, pero el tamaño total se limitará a unos 115 millones de barriles. Sin embargo, si la OPEP + toma la valiente decisión de extender el status quo actual por seis meses, los superávits terminarán después de marzo, dejando un exceso menor de tres meses de solo 90 millones de barriles, que se borrará a fines de junio. debido a los déficits provenientes de abril.

 “Creemos que mantener el acuerdo actual, que exige aumentar la producción objetivo en 1,9 millones de bpd a partir de enero de 2021, podría hacer que el Brent vuelva a bajar a $ 40 por barril o menos. Una extensión de tres meses solo proporcionaría un apoyo marginal a los precios, pero ayudaría a establecer $ 50 como un piso más resistente, mientras que una extensión de seis meses podría ayudar a reducir significativamente el exceso de almacenamiento y sobrecargar los precios a mediados de los $ 50 ”, dice Bjornar Tonhaugen, director de mercados petroleros de Rystad Energy.

En cierto modo, la OPEP + ya está decidida a extender sus recortes actuales durante algún período en 2021 y probablemente sepa que el mercado lo castigará si no lo hace, agrega Tonhaugen.

Si se aprueba la extensión del recorte OPEP +, el principal benefactor será, por supuesto, la fuente de suministro marginal más flexible del mercado: el esquisto. Los últimos meses demostraron que $ 40 Brent eran suficientes para desacelerar las perspectivas de crecimiento de la producción de petróleo en el parche de esquisto de EE. UU., Pero al mismo tiempo, claramente no era un entorno de precios lo suficientemente alto como para permitir que los jugadores prosperen, como lo demuestra el Incremento de la actividad de consolidación y quiebras.

https://oilprice.com/Energy/Energy-General/Oil-Markets-Face-A-200-Million-Barrel-Glut-In-2021.html

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Se recuperó en septiembre la producción de petróleo de EE.UU.

La producción de crudo de EE.UU. en septiembre llegó a 10.860 millones de barriles promedio diarios (bpd), un 2,63% más al registro al alcanzado en el mes de agosto. Sin embargo, en términos interanuales la producción cayó un 13,24%.

El aumento en septiembre con respecto a agosto se debió principalmente a la producción de en alta mar frente al Golfo de México, que experimentó un aumento de 315.000 bpd. La producción de petróleo de Dakota del Norte también aumentó en septiembre a 1.215 millones de bpd, 61.000 bpd que lo registrado en agosto.

En cambio, en Texas, que representa la mayor parte de la producción de petróleo estadounidense, registró una leve caída, al pasar de los 4.628 millones de bpd en agosto a los 4.688 millones registrados en septiembre. Con respecto a septiembre del año pasado, la caída fue de  563.000 bpd más baja.

La producción de petróleo de Colorado también se redujo a 418.000 bpd desde los 445.000 bpd del mes anterior. Y con las nuevas reglas que acaba de establecer el regulador de petróleo y gas de Colorado para la industria, será más difícil atraer compañías petroleras al estado y se espera que la actividad de perforación disminuya aún más.

Con respecto al gas natural, la EIA informó que la producción se redujo en septiembre un 0,2% con respecto a agosto y un 3,9% en comparación con septiembre de 2019. Las mayores disminuciones se observaron en Pensilvania y Texas, mientras que aumentaron en el Golfo de México, Alaska, Dakota del Norte, Oklahoma y Nuevo México.

https://oilprice.com/Energy/Energy-General/US-Oil-Production-Is-On-The-Rise-Again.html

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Un gigante chino ofrece un crédito por US$ 1.500 millones para construir infraestructura en la Argentina

En una carta enviada al presidente Alberto Fernández y al canciller Felipe Solá, la empresa China  Construction America (CCA) informó hoy que está dispuesta  a desembolsar más de 1.500 millones de dólares en la  Argentina para la concreción de la obra del Corredor Vial B, que se le había otorgado a una Unión Transitoria de Empresas  integrada por la constructora asiática de capital estatal.

Según consignó la agencia NA,  el representante de la compañía, David Wang, destacó que «la concreción del Corredor Vial B es de suma importancia para la República Popular China«. Asimismo, recordó que en 2018 fue en persona el presidente Xi Jinping al evento en el que se rubricó el contrato, el China’s Belt and Road Summit, una iniciativa de desarrollo de infraestructura de alcance global a la que Argentina anunció que se incorporará.

 Si se suman los 80 millones de dólares que CCA ya desembolsó  en el Corredor Vial B, una autovía que atraviesa el núcleo agrícola argentino, desde la ciudad bonaerense de Luján a Santa Rosa, la capital de La Pampa, y se agregan 390 millones de capital accionario (o equity), en total son más de 1.500 millones de dólares que llegarían al país.  El interés del gobierno chino por la iniciativa es de tal importancia, que CCA ya compró la parte del proyecto que tenía su socio local, la fallida mendocina Green SA. De este modo, el contrato es cien por cien del estado chino, único propietario de CCA.

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Designan a Soledad Manin al frente del ENRE

A través del decreto 963/2020, el gobierno nacional designó a Soledad Manin al frente del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), la primera mujer en estar a cargo del organismo, intervenido desde la asunción de la Administración Alberto Fernández.

Sobre su designación, Manin expresó que “me siento muy honrada por el desafío de ser la primera mujer convocada para conducir el ENRE. Asumo el compromiso de continuar y profundizar la tarea de fortalecer la defensa de los usuarios y usuarias; en este sentido, es fundamental darle impulso a una agenda participativa y de cooperación con los actores sociales involucrados en la promoción y protección de estos derechos”.

El Secretario de Energía, Darío Martínez, expresó que “Soledad (Manin) tiene una trayectoria excelente, y es una profesional involucrada con los derechos del consumidores y los usuarios. Es un orgullo también que sea una mujer quien hoy conduzca al ENRE por primera vez en su historia”.

Por su parte el Subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, antecesor de Manin en el ENRE, sostuvo que “no tengo dudas que va tener un excelente desempeño, y estaremos en diálogo permanente para trabajar de manera coordinada y articulada. El ENRE es un organismo muy importante, y Soledad (Manin) es una gran profesional”, afirmó.    

Manin es abogada, investigadora y docente de la Universidad de Buenos Aires, especializada en Derecho Administrativo y en Derecho de Consumidores y Usuarios. Actualmente se desempeñaba como Coordinadora de Protección de Usuarios y Usuarias y Participación Ciudadana de la actual gestión del ENRE. Anteriormente se desempeñó en el Área de Servicios Públicos, Usuarios y Consumidores de la Defensoría del Pueblo de la Nación.

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El gasoducto Vaca Muerta-Porto Alegre, en la agenda de Fernández y Bolsonaro

El ambicioso proyecto de 2400 kilómetros en tres tramos, dos de los cuales recorren suelo argentino, se enmarca en los diálogos para aumentar las exportaciones energéticas al sur de Brasil. Los posible obstáculos. Mercosur, comercio bilateral, cooperación en Defensa y turismo en la temporada de verano. Fueron varios los temas que los presidentes Alberto Fernández y Jair Bolsonaro dialogaron a lo largo de los casi 50 minutos que se prolongó la videoconferencia con motivo del Día de la Amistad Argentino-Brasileña. Entre ellos, un proyecto que el gobierno argentino impulsa con fuerza desde el campo energético, para tomar el lugar de […]

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Fuerte incremento en la cantidad de fracturas en Vaca Muerta

De la mano de la estabilización del consumo de combustibles y el inminente inicio del Plan Gas 4 las empresas elevaron el ritmo de sus trabajos y realizaron 545 etapas en el mes. Durante noviembre hubo cuatro empresas de servicios brindando este tipo de trabajos. La reactivación de la maquinita que es la industria productiva en Vaca Muerta parece estar cobrando fuerza, dado que la cantidad de etapas de fractura que se completaron a lo largo de noviembre marcaron un fuerte incremento y ya acumulan cuatro meses consecutivos con esa tendencia. De acuerdo al informe especial que elabora el country manager de […]

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Alberto Fernández y un guiño a los empresarios: encabezó un acto con Paolo Rocca, Bulgheroni, Mindlin y Eurnekian

El presidente lanzó el plan Gas.Ar y llamó a “eliminar odios y venganzas” ante la presencia del empresariado a los que invitó “a seguir invirtiendo y generar trabajo”. El presidente Alberto Fernández encabezó este lunes 30 de noviembre el lanzamiento del Plan de Promoción de la Producción de Gas Argentino 2020-2024 con la presencia de los principales empresarios del país a los que invitó “a seguir invirtiendo y generar trabajo” y llamó a “eliminar odios y venganzas”. En su menajes, el mandatario mencionó a la familia Bulgheroni, Paolo Rocca, Marcelo Mindlin y Eduardo Eurnekian, quienes estuvieron presentes en el acto. […]

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Aumento en la producción de gas

El  secretario de Hidrocarburos, Alejandro Aguirre, precisó que en el caso de Tierra del Fuego “se pone un cupo de esos 70 millones de metros cúbicos que dispone la Nación, 20 millones de metros cúbicos serán para la Cuenca Austral”. “Nos trae muchas esperanzas y expectativas, dado que Tierra del Fuego ha participado desde lo técnico en la redacción de este Plan Gas.Ar que involucra a importantes yacimientos que se encuentran en el off-shore argentino”, recordó Aguirre. Para el funcionario el programa federal “va a traer aparejado la posibilidad de que Tierra del Fuego aumente su producción, como también se […]

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Gasíferas y eléctricas reconocen que no hay avances en la renegociación de las RTI

Coincidieron en que para ofrecer un servicio de mayor calidad es imprescindible avanzar cuanto antes con el descongelamiento y advirtieron que no se está trabajando con los entes reguladores en la Revisión Tarifaria Integral (RTI). “Nunca lo vimos el informe sobre la RTI”, aseguró Torres. El presidente de  Edenor, Ricardo Torres, y la directora general de Camuzzi, María Tettamamti, analizaron las alternativas para encarar un descongelamiento tarifario en los servicios de electricidad y gas. Durante el Energy Day organizado la semana pasada por EconoJournal ambos directivos coincidieron que es posible una segmentación de acuerdo a los ingresos de los usuarios, pero para llevarla adelante es […]

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El gobierno postergó la suba de los impuestos a los combustibles

De acuerdo a lo reglamentado por el Estado Nacional, hoy debería haberse aplicado una nueva actualización de los tributos que gravan a las naftas y gasoil. Sin embargo el incremento comenzará a regir desde el 16 de diciembre. A través del Decreto 965/2020, el gobierno dispuso aplazar la suba de los impuestos a los combustibles que debía comenzar a regir desde hoy. De acuerdo a la normativa, publicada en el Boletín Oficial, el incremento se materializará desde el 16 de diciembre inclusive, suspendiéndose toda otra actualización hasta el 15 de enero de 2021. Durante 2020, a pesar de la caída […]

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