Comercialización Profesional de Energía

Yearly: 2022

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Bertotto Boglione despide un 2022 de marcada presencia y proyecta un 2023 de crecimiento

La empresa cordobesa fue parte de los principales eventos nacionales, como Expoagro, Agroactiva y Expominería, entre otros. En estos espacios recibió clientes y diferentes actores relacionados al sector para gestar nuevos acuerdos comerciales, aprender, intercambiar ideas y mejorar de cara a lo que se viene.

Además, hizo historia al participar de NACS Show (National Association of Convenience Stores, por sus siglas en inglés), en Las Vegas, Estados Unidos. Allí se debatieron temas diversos con los más prestigiosos profesionales, quienes en esta oportunidad. Brindaron un panorama integral de la gestión empresarial del futuro, los escenarios de la movilidad en la transición energética, la expansión del parque de vehículos eléctricos y la dirección de compañías en tiempos de incertidumbre, entre otros.

En relación a la presencia de Bertotto Boglione en eventos de tamaña envergadura, Pablo Capuano, Gerente Comercial de la firma, remarcó: “Estos espacios demuestran no sólo el liderazgo que la empresa mantiene en estos casi 75 años en el mercado, sino que además demuestra la variedad de sus productos a la hora de resolver las necesidades de almacenamiento de nuestros clientes”.

APRENDIZAJE
En pos de que los resultados se multipliquen, se llevó a cabo otro ciclo de la escuela de soldadura y oficios que resalta el valor del aprendizaje compartido. Entre marzo de 2021 y noviembre de 2022 se desarrollaron 19 grupos que formaron parte de la #EscuelitaDeSoldadura y escuela de oficios.

A través de la experiencia y el conocimiento de los referentes, más de 94 personas recibieron una invalorable oportunidad de aprendizaje. Con el valor agregado de lo aprendido tanto para desarrollarlo en nuestra organización como en la que se lo requiera. Es en estos espacios en donde el verdadero trabajo en equipo y co-creación los resultados benefician a nuestra cadena de producción.

CRECIMIENTO
Bertotto Boglione adquirió una planta para ampliar los metros cuadrados de producción. El nuevo espacio de la firma cordobesa es de 8.000 metros cuadrados cubiertos. Allí se llevará a cabo el armado final de conexión eléctrica e hidráulica de los equipos que lo requieran, con especial foco en bombas, surtidores y cañerías.

Es que la empresa pisa fuerte en la industria nacional y, esta vez, no es la excepción. Cuenta con más de 200 empleados entre la planta y los administrativos, en una nueva muestra de que apostar a la mano de obra argentina es fundamental para proyectar un crecimiento productivo.

El motivo principal de la adquisición de esta nueva planta es aumentar la producción en vista a los objetivos 2023 y, claro, afianzarse en el mercado internacional, donde ya tiene un protagonismo más que importante con exportaciones a Chile, Uruguay, Perú, Bermudas, Panamá, Emiratos Árabes, Nigeria y Jamaica. Y claro que esto cobra un valor aún mayor por el contexto a nivel país y las restricciones para importar y realizar envíos al extranjero.

BALANCE Y EXPECTATIVAS
Pablo Capuano se mostró optimista de cara a lo que se viene: “Y lo cerramos diciendo que el 2023 va a ser un año cargado de expectativas de crecimiento y seguir marcando lugares de liderazgo e innovación. También es el año de los 75 años de la empresa que apostó al crecimiento regional y hoy en día exporta al mundo. Es un cierre de año positivo para todo el equipo de trabajo, que hacen posible esto y sin dudas nos estamos preparando para un 2023 con nuevos desafíos y nuevos proyectos” .

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Regresa el buque regasificador a Bahía Blanca, pese a que estará disponible el gasoducto Néstor Kirchner

La Secretaría licitará la contratación del buque en los próximos días. La decisión ya está tomada. Pese a que el Gobierno asegura que el gasoducto Néstor Kirchner estará operativo a partir del próximo 20 de junio, en la Secretaría de Energía no quieren correr riesgos de aprovisionamiento y confirmaron que regresará el segundo buque regasificador al puerto de Bahía Blanca, para cubrir los picos de consumo de gas en el invierno. La Argentina tiene un buque regasificador emplazado en el puerto de Escobar durante todo el año y, en los meses de invierno, suele contratar otro para reforzar el abastecimiento. […]

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Energía aprobó giros a empresas subdistribuidoras de gas natural del Plan Gas

Se aprobó la asistencia transitoria por el 25% de la facturación que hayan pagado mensualmente las subdistribuidoras de gas entre diciembre de 2021 y julio de 2022. Serian unos $652 millones. La medida se dio por medio de la Resolución 872/2022 del Ministerio de Economía que fue publicada ayer en el Boletín Oficial. El subsidio se basa en la Resolución 140/2022, de marzo, que estableció una ayuda “transitoria” a empresas zonales de distribución de gas para que mantengan el servicio. Este plan se asienta en la participación voluntaria por parte de las empresas productoras, prestadoras del servicio público de distribución […]

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Mercedes-Benz Camiones y Buses Argentina anunció una inversión de USD 20 millones en el país

La inversión será destinada a la adquisición de un predio y la construcción de un centro logístico de autopartes y repuestos. En el futuro, estas instalaciones podrán albergar alguno de los proyectos que está analizando la compañía y demandan la instalación de un centro industrial. El nuevo centro industrial así conformado facilitará las condiciones para la instalación de nuevos proveedores locales con el objetivo de desarrollar un importante plan de localización de piezas nacionales para atender al mercado doméstico y a otros mercados de la región. Mercedes-Benz Camiones y Buses, empresa perteneciente al grupo Daimler Truck AG, anunció una inversión […]

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Techint: de estar en la mira K a principal inversor energético del Gobierno

El holding conducido por Paolo Rocca le aportó al Gobierno dos motivos para celebrar y cerrar el año con buenas noticias energéticas. Tras haber estado en la mira del ala dura del kirchnerismo por su cercanía con la pasada gestión macrista y la importación de chapas de acero de Brasil para los caños del nuevo gasoducto troncal de Vaca Muerta, el grupo Techint se encamina a iniciar 2023 como el principal inversor y contratista del Estado en materia energética de la administración de Alberto Fernández. El holding conducido por Paolo Rocca le aportó en los últimos días al Gobierno y […]

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Combustibles: La suba pautada para enero será en la segunda quincena

Trascendió en el ámbito de la industria petrolera que el aumento del 4 por ciento en los precios de los combustibles pautado con el ministerio de Economía de la Nación para enero ocurrirá en la segunda quincena del mes.

De esta manera, el sector de refinación en su conjunto NO aplicara el aumento en los combustibles en lo inmediato, es decir en el arranque de enero, algo que sí ocurrió en diciembre.

El acuerdo de precios pautado con Economía estableció ajustes del 4 por ciento en diciembre, enero y febrero, y del 3,8 por ciento en marzo.

La pauta fijada se relaciona con la intención del gobierno nacional de morigerar la suba de la inflación en el primer semestre del nuevo año, y es similar al criterio aplicado en otros rubros.

Según los trascendidos, en función del compromiso asumido con el gobierno nacional, el aumento del 4 % previsto para el primer mes del 2023 será luego de la segunda quincena. En tanto, se aplicaría el mismo criterio para los meses restantes.

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Bernal visitó la refinería de Axion en Campana

El Subsecretario de Hidrocarburos recorrió las instalaciones que la compañía posee en la localidad de la provincia de Buenos Aires. A propósito, Bernal manifestó que “en el marco de las especificaciones de calidad en los combustibles líquidos que se deberán cumplir en 2024 dentro del Territorio Nacional, desde la Subsecretaría de Hidrocarburos comenzamos a realizar trabajos de seguimiento y asistencia para garantizar su cumplimiento. La visita a la refinería de Campana es parte del trabajo que seguiremos realizando con las procesadoras de combustibles durante 2023”. Actualmente, AXION cumple con las normas de calidad para el gasoil, tanto grado 2 como […]

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Salta: El Gobierno consolida las bases de crecimiento energético y minero

El incremento del empleo en casi 34%, la exportación del mineral oro en ascenso, la inserción laboral de mujeres, el desarrollo de la cadena de proveedores, la licencia social a través del dialogo y la participación son logros que se suman al desarrollo del sistema energético de la provincia. El Ministerio de Producción y Desarrollo Sustentable, a través de la Secretaría de Minería y Energía celebra el cierre del 2022 en materia de inversiones, producción y exportación de minerales y el fortalecimiento institucional y desarrollo energético en Salta. El 2022 se caracterizó por la consolidación de inversiones y desarrollo. Actualmente […]

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Suarez, el potasio y el cobre: “Las posibilidades son enormes para Mendoza”

Las reinas de la Vendimia se juntaron… y ellas decían que estarían de acuerdo (con el desarrollo de la minería metalífera) si nosotros gobernáramos siempre. Tenían confianza en nosotros para hacer los controles. Tenían mucho miedo a los (malos) controles del Estado. Creo que ese fue un momento muy duro para mí, porque no conocía a ningún empresario minero. Lo único que habíamos hecho es estudiar y acordar con la oposición una política del Estado con crecimiento para Mendoza, sostenida en el tiempo, bien hecho, era una ley excelente, porque todas las regalías iban al agua, a utilizar (eficientemente) el […]

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Cafiero remarcó el potencial argentino como proveedor de alimentos y energías con los embajadores de la Liga de Estados Árabes

El canciller Santiago Cafiero encabezó una reunión con los representantes diplomáticos acreditados en Argentina de los países miembros de la Liga de Estados Árabes, en la que se abordaron diferentes cuestiones vinculadas a la agenda internacional, la exportación de productos argentinos y la llegada de más inversiones productivas. Los históricos lazos de confianza y amistad que unen a los países árabes con Argentina, y el excelente estado actual de la relación, son una plataforma para continuar desarrollando el trabajo bilateral, aprovechando la complementariedad de las economías de los países árabes con la de Argentina, en particular en temas tales como […]

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Permer adjudicó 6.7 millones de dólares para proveer de energía renovable al complejo Astronómico “Ventana al Universo” en Salta y a la localidad de Paloma Yaco en Catamarca

La Secretaría de Energía de la Nación adjudicó la licitación LPN N° 4/2022 para las “Obras de construcción y operación Inicial de dos plantas de generación fotovoltaica con acumulación en las provincias de Salta y Catamarca” por más 6.7 millones de dólares a la empresa SE.MI.S.A. De esta manera, la inversión por parte del Estado Nacional será de 5.7 millones en Salta y más de 1 millón de dólares para la provincia de Catamarca. La Secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royon, resaltó la importancia de que que este proyecto sea una colaboración entre Permer, la Secretaría de Energía, […]

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Con importantes inversiones, Finning y Caterpillar apuestan por el gas en Vaca Muerta

El vicepresidente de operaciones de la firma canadiense hizo un balance de año. Récords en producción, el rol del litio y el desafío de las importaciones. Argentina se ha convertido en un potencial centro de distribución de energía, para autoabastecerse y hasta exportar, gracias a polos de producción de petróleo y gas, como Vaca Muerta o la minería de litio. En este contexto, compañías como Finning y Caterpillar forman parte fundamental de la cadena productiva, en el intento de lograr que el país se transforme efectivamente en un referente de la producción y explotación energética. Germán Wilson es vicepresidente de […]

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Royón aviso que no se congelarán tarifas y que seguirán las actualizaciones

La secretaria de Energía de la Nación aseguró que uno de los objetivos es que las mismas no superen las actualizaciones salariales. Además, adelantó que se trabajará para contrarrestar las desinversiones en distribución. La funcionaria nacional subrayó que se firmó la concreción para dar inicio a la obra eléctrica de cierre del anillo San Agustín-Campo Quijano. Se trata de una línea de alta tensión y estaciones transformadoras, con una inversión de casi 11 millones de pesos, que “va a permitir que en toda esa zona se pueda facilitar el desarrollo urbano e industrial”. Royón aclaró que las dificultades en la […]

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República Dominicana dará luz verde a nuevos parques renovables en el inicio del 2023

La Superintendencia de Electricidad (SIE) publicó en el cierre de este año una serie de resoluciones que podrían dar lugar a la construcción de nuevos proyectos de energías renovables.

En concreto, recomendó a la Comisión Nacional de Energía (CNE) otorgar la Concesión Definitiva de 325 MW solares y aprobar la modificación de la concesión de unos 50 MW eólicos.

De obtener también el visto bueno de la CNE, los 325 MW iniciales se podrían sumar al listado final de concesiones definitivas y obtener contratos en el inicio del año 2023.

¿Cuáles son los nuevos proyectos? Los proyectos solares fotovoltaicos que recibieron luz verde de la SIE son Pedro Corto, Sajoma, Sunfarming Food & Energy y Cotoperí Solar (fase I, II y III).

Sin ir demasiado lejos, esta semana se publicaron tres resoluciones a favor de los proyectos de la empresa Cotoperí Solar FV, S.R.L. estos son: 

Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar III, capacidad instalada de hasta 54.20 MWp y 48.06 MWn, Guaymate, La Romana. (ver resolución)
Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar II, capacidad instalada de hasta 54.20 MWp y 48.06 MWn, municipio Guaymate, La Romana. (ver resolución)
Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar I, de 54.2 MWp y 48.06 MWn, Municipio Guaymate, La Romana. Empresa  (ver resolución)

En tanto que, en el mes de noviembre fueron publicadas las resoluciones correspondientes a los proyectos de las empresas Sunfarming Dom Rep Invest, EGEHAINA e Irradiasol Dominicana.

Complejo Agroenergético e Innovador para la Generación de Energía Fotovoltaica y Producción Agrícola Sunfarming Food & Energy de 50 MW -Baní, provincia Peravia. Empresa Sunfarming Dom Rep Invest, S.R.L. (ver resolución)
Parque Solar Sajoma, con capacidad instalada de hasta 80 MWp y 68.4 MWn – Santiago. Empresa Empresa Generadora de Electricidad Haina, S.A.  (ver resolución)
Proyecto Parque Solar Pedro Corto, con capacidad instalada de hasta 82.69 MWp y 63.35 MWn – San Juan de la Maguana, Sección Pedro Corto. Empresa Irradiasol Dominicana, S.R.L. (ver resolución)

Por otro lado, a mediado de este mes, también se publicó una Resolución favorable para la modificación del Contrato de Concesión Definitiva de la empresa Agua Clara, S.A.S., para la instalación y explotación del «Parque Eólico Agua Clara» de hasta 50MW, en las provincias Puerto Plata, Montecristi y Valverde. (ver resolución)

Al respecto, restará que el poder ejecutivo autorice la modificación y que la concesionaria inicie el proceso de modificación de licencia ambiental antes de avanzar en su construcción.

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Los cuatro puntos salientes para las renovables que fijó la UPME en la Agenda Regulatoria 2023

Ayer, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó la versión final de la Agenda Regulatoria 2023 –DESCARGAR-, donde se fijan 12 puntos a tratar durante el año entrante.

De estos temas, cuatro tienen que ver directamente con el sector de las energías renovables en Colombia. Uno de ellos, con el avance de ‘proyectos urgentes’ de redes eléctricas.

De acuerdo a este ejercicio de la UPME, a partir del 31 de enero próximo se publicarán dos resoluciones a consulta pública.

Una de ellas apunta al procedimiento para el trámite de solicitudes de conexión al sistema interconectado nacional (SIN), donde se establecen disposiciones sobre la asignación de capacidad de transporte a proyectos clase 1 por parte de la UPME y se definen los parámetros generales de la ventanilla única, en el marco de la Resolución 075.

En la otra, se fijarán las tarifas a cobrar por la prestación de servicios de planeación y asesoría para la emisión de conceptos sobre conexiones en el SIN por parte de la UPME.

Se trata de “tarifas por el trámite de solicitudes de asignación, modificación o conservación de capacidad de transporte de proyectos clase 1 al sistema interconectado nacional (SIN) en energía eléctrica”, aclara la entidad en la Agenda Regulatoria 2023.

A partir del 15 de febrero próximo, se publicará una resolución a consulta pública para establecer el “Registro de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica con el cual deben ser registrados los proyectos de generación, generación centralizada, generación distribuida, cogeneración y autogeneración de energía eléctrica a operar en el Territorio Nacional”.

Y a partir de septiembre del 2023, se lanzará una nueva resolución en borrador “por la cual se establece el procedimiento y los requisitos para solicitar la evaluación y certificación de inversiones en Tecnología de captura, utilización y almacenamiento de carbono CCUS para acceder a los beneficios tributarios establecidos en el artículo 22 de la Ley 2099 de 2021”

Por otra parte, la Agenda Regulatoria del año entrante introducirá una “declaratoria de proyecto urgente STN-STR”, donde “identificar proyectos urgentes de transmisión de energía a nivel del sistema de transmisión nacional (STN) o del sistema de transmisión regional (STR)”, aclara la UPME pero advierte que no hay fecha determinada para una resolución de este tipo.

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Sorpresa: ¿Cómo se comportó la demanda energética de Argentina durante la Copa Mundial de Qatar 2022?

La Copa Mundial de la FIFA Qatar 2022 atrajo millones de miradas en Argentina y en el mundo. Hecho que, aunque parezca, no es ajeno al sector energético, ya que afectó a la demanda de una forma muy particular. Más aún en un país tan futbolero y que tuvo la oportunidad de alzar el título tras 36 años. 

Juan Pablo Mirabile, jefe de turno del Centro de Control de CAMMESA, dialogó con Energía Estratégica y explicó que el Mundial de Fútbol es uno de los fenómenos más visibles porque tiene un comportamiento “anómalo” en la demanda.

“Si bien los partidos de la Selección Argentina tuvieron un comportamiento similar entre sí por la tendencia futbolística en Argentina, cuando iniciaron el partido, la demanda decreció estrepitosamente porque las personas cesaron sus actividades para seguir el juego. Esto implicó que, posiblemente, no se abrieran heladeras, nadie cocinara en ese momento, no se pusiera la pava eléctrica ni ninguna cerveza en el freezer, entre otros ejemplos”, aseguró. 

“Mientras que en el entretiempo, las personas aprovecharon para hacer lo que no realizaron durante la primera mitad del partido. Entonces se activaron muchos consumos al mismo tiempo, que produjo una rampa de toma de carga del orden de 500 a 1000 MW”, agregó.

A ello se debe agregar la tendencia natural de la demanda en el momento que se llevó a cabo el partido. Por ejemplo, contra Arabia Saudita (7 hs. ARG), tendencia suele ser creciente, con un gradiente elevado debido a que resultó el horario en que las personas iniciaron sus actividades matutinas. 

En tanto que en el resto de los partidos (16 hs. ARG), salvo en la final (12 hs. ARG), la tendencia natural fue a la baja, porque la época veraniega que transita el país, y por ende, se vio una disminución de la demanda al inicio del partido y una subida en el entretiempo. Pero no así una alza al final del encuentro, ya que una parte de la sociedad salió a festejar. 

“No esperábamos que la baja post partido fuera tan pronunciada, porque en verano, la gente hace mucha más actividades al aire libre. Hecho que se vio en casi todos los partidos, excepto en la final donde fue más gradual porque estuvo la ceremonia de premiación. Por lo que allí, la demanda siguió bastante plana y luego empalmó su tendencia natural con el pico nocturno”, sostuvo el especialista.

Durante esos lapsos de partidos, las energías renovables tuvieron una participación promedio del cubrimiento de la demanda de energía eléctrica aproximado al 15%, con picos de hasta 22% en el primer encuentro y 17,7% en la final, mayormente cerca del final de los 90 minutos reglamentarios. 

Porcentajes máximos de las renovables por partido: 

22/11 vs Arabia Saudita: 22,11%
26/11 vs México: 10%
30/11 vs Polonia: 16,59%
3/12 octavos de final vs Australia: 13,3%
9/12 cuartos de final vs Países Bajos: 11,35%
13/12 semifinales vs Croacia: 14,6%
18/12 final vs Francia: 17,7% (19,35% en horario de la premiación)

Para afrontar estas variaciones del consumo energético, CAMMESA determinó la operación bajo condición de alerta, momentos en los que no se planificaron mantenimientos programados en las redes de alta tensión con tal de no tener ninguna línea fuera de servicio, o el aumento de la reserva rotante (sobre todo en las centrales hidroeléctricas por su rápida respuesta) entre otras medidas. 

“A lo largo de los años se adquirió una buena experiencia respecto a los partidos de la Copa Mundial de Fútbol y se sabía que durante el entretiempo ocurría un fenómeno de un gradiente de toma de carga muy fuerte y el comportamiento post partido”, detalló Mirabile. 

“Se hizo un despacho de seguridad porque se entendía que era un momento sensible por las variables presentadas, previendo una condición desfavorable. Porque si bien el partido no es tanto problema, siempre puede ocurrir algo en forma simultánea a esa dinámica de la demanda”, concluyó quien también es profesor en la Universidad Nacional de Rosario y presidente del Comité C2 de la CIGRE Argentina.

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Panamá sienta las bases para crear un fondo de transición energética

Panamá avanza en la ejecución de los Lineamientos Estratégicos de la Agenda de Transición Energética 2030 y para eliminar barreras que impidan su implementación, desde el gobierno plantean la necesidad de facilitar el acceso al financiamiento para nuevos proyectos.

“Estamos desarrollando un mecanismo operativo para crear un Fondo de Transición Energética”, indicó Jorge Rivera Staff, secretario de Energía de Panamá.

En conversación con la prensa, Rivera Staff adelantó que, hasta el momento, tiene dos líneas de trabajo específicas: su formalización legal y trabajo operativo.

Por lo pronto, se registran avances para tener su formalización legal, ya que se encuentra incluido dentro del Proyecto de Ley del Marco Normativo de Cambio Climático que fue aprobado por el Consejo de Gabinete y se va a presentar a la Asamblea.

Por el lado operativo, en colaboración con el Ministerio de Economía y Finanzas, aún se están identificando las fuentes de las cuales provengan los recursos económicos necesarios para el nuevo mecanismo.

“Estamos en el proceso de prefactibilidad de análisis operativo, pero esperamos -en los próximos tres o cuatro meses- tener claro cuáles serían los primeros fondos que pudiéramos aplicar para esto”, precisó el secretario de Energía.

Durante la Semana de la Energía, trascendió que los recursos podrían provenir del Fondo Verde del Clima, Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y otros multilaterales; al respecto, Rivera Staff aclaró:

“Hay una posibilidad de una línea de financiamiento desde el Fondo Verde del Clima que ya ha asignado algunos fondos para Panamá, sobre todo de eficiencia energética, energías renovables, autoconsumo solar. Y servirían de capital semilla para implementar recursos para el fondo”.

¿Qué otros proyectos podrían aplicar? En líneas generales, la Agenda 2030 apunta a ampliar el parque de generación con energías renovables en distintas escalas, infraestructura de recarga para movilidad eléctrica, pilotos de hidrógeno verde y más.

Flexibilidad y almacenamiento: Nuevo eje del gobierno para potenciar renovables en Panamá

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Argentina trabaja en una Ley de hidrógeno que «deberá ser consensuada con todos los partidos políticos”

El Congreso de la Nación ya recibió varios proyectos de ley vinculados al desarrollo del hidrógeno, pero todavía se aguarda que las autoridades del Poder Ejecutivo de Argentina presenten su propia propuesta y que las iniciativas se debatan a nivel legislativo.

Iniciativa que, bajo indicios dados por el ministro de Economía, Sergio Massa, y la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, tendría más guiños a la promoción del gas natural licuado y el H2 azul que aquel vector energético producido a partir de fuentes renovables. 

Sin embargo, al ya haber concluído las sesiones ordinarias del Congreso, parece poco probable que ingrese antes de marzo del 2023 porque, de lo contrario, perdería un año de estado parlamentario de los dos que posee un proyecto de ley (NdR: los años parlamentarios se computan a partir de que el presidente abre la Asamblea Legislativa). 

Es decir que el proyecto de ley de economía del hidrógeno del poder ejecutivo podría demorar, al menos, un par de meses más hasta llegar oficialmente al Palacio del Congreso de la Nación Argentina. 

Héctor Pagani, presidente de la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE), dialogó con Energía Estratégica donde se refirió a la necesidad de tener una ley del H2 lo antes posible y apuntó a la importancia de fomentar el hidrógeno producido a partir de energías renovables en lugar de aquel generado con gas natural. 

«La ley de hidrógeno es fundamental, pero debe ser consensuada con todos los partidos políticos y servir para todo el país como lo hizo la Ley N° 27191, pero que principalmente premie al hidrógeno verde. No puede prohibir el H2 azul pero no se le debe dar las facilidades que sí debería tener el H2V porque los países del mundo apuestan a ello», criticó Pagani.

«Es cierto que el hidrógeno verde recién estará para 2028/2030 en Argentina, porque los precios de los electrolizadores aún son elevados, pero sí se puede empezar promoviendo la industria local, cómo asociarse con aquellas compañías con experiencia y solucionar la compra de materiales en el exterior”, agregó. 

Y para alcanzar los bajos valores internacionales del costo nivelado de la energía (y por ende del hidrógeno), el presidente de la AAEE remarcó que se requiere promover mediante mecanismos que abran el mercado y el juego. 

“Se debe empezar con licitaciones de energía eólica, tratar de bajar el costo de capital y dar seguridad jurídica de largo plazo. Y cuanto mayor sea el plazo, más se pueden achicar los costos», argumentó.

Asimismo, la Asociación Argentina de Energía Eólica forma parte de la PlataformaH2 Argentina, entidad que ya presentó su proyecto a través de Pamela Verasay, diputada nacional por Mendoza de la UCR. 

Y si bien dicha entidad sigue trabajando por tener un mejor normativo, y que hay otras iniciativas en el Poder Legislativo Nacional, Pagani planteó que se deberá discutir cuál es será mejor proyecto o qué mezcla se podría gestionar para que lograr la mejor opción para el país.

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Chile bate sus propios récords en generación distribuida y hay altas expectativas para 2023

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) dio a conocer un nuevo informe de la industria energética de Chile, en el que destaca que se confirma que la cantidad de instalaciones de generación distribuida lleva un año récord. 

Y si bien el número fue más bajo durante el período octubre – noviembre (451 y 530) a comparación de lo acontecido en agosto (648) y septiembre (950), de acuerdo al organismo, durante 2022 (hasta noviembre) existen 5507 proyectos inscritos, por un total de 49.635 kW de capacidad. 

Es decir que el país ya superó la cantidad de instalaciones inscritas en cualquier otro año (3168 en 2021, 1541 en 2020 y 1977 en 2019) y se espera que la tendencia se mantenga a la alza durante el 2023. 

“Una de las razones de esta evolución en el sector residencial corresponde al Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, miles de casas que se instalaron sistemas fotovoltaicos. Y la mayoría de proyectos que se colocaron durante el año pasado, se certificaron en el 2023”, explicó David Rau, director de Flux Solar, en conversación con Energía Estratégica.

“Sin embargo, uno de los problemas de ese tipo de proyectos es que, generalmente, son tan estrictos o tienen presupuestos bajos, que muchas veces generan que haya empresas que no se presenten. Por lo que si bien se mueve el sector, no es sostenible en el tiempo y, por ende, necesitaría algunos ajustes”, agregó. 

Mientras que por el lado de los emprendimientos comerciales e industriales, se puede mencionar que se espera el aumento de capacidad de Netbilling, pasando del máximo actual de 300 kW a 500 kW, lo que genera interés en varios de los protagonistas del mercado chileno.

¿Cómo impactaría este cambio normativo? De implementarse correctamente y con ciertas modificaciones y aclaraciones de la regulación, para el especialista se podría lograr un aumento cercano al 40% anual en capacidad instalada. 

“Esta discusión por ampliar el límite no es algo raro. Incluso en otros países se permite más potencia para la generación distribuida (Brasil hasta 5 MW y Argentina hasta 2 MW en ciertos casos industriales). Y la GD es capaz de ser el principal driver en proyectos solares y evitar los problemas del norte, con las líneas de transmisión y costes cero”, manifestó Rau. 

“Si se dan las condiciones, el próximo año nuevamente tendremos un crecimiento muy potente entre 60% y 70%, por lo que, sólo en residencial se alcanzarían 95 MW; mientras que a nivel comercial – industrial es un poco más complejo por lo mencionado previamente, pero siendo optimista, esperaría una suba de 70 a 100 MW de capacidad”, concluyó el director de Flux Solar. 

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Permer adjudicó 6,7 millones de dólares para proveer de energía renovable a complejos de Salta y Catamarca

La Secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royon, resaltó la importancia de que que este proyecto sea una colaboración entre Permer, la Secretaría de Energía, el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación de la Nación, la Provincia de Salta, CONAE, CNEA, ENACOM, CONICET y la Universidad Nacional de Salta.

De esta forma, se construirán dos mini redes para dotar de electricidad ininterrumpida, limpia y de calidad al Complejo Astronómico “Ventana al Universo” y a la localidad Paloma Yaco, de la comunidad originaria diaguita .La resolución se tomó tras la evaluación de ofertas realizada por especialistas técnicos, contadores y abogados de la Subsecretaría de Energía Eléctrica y del Proyecto Permer.

El coordinador general de Permer, Luciano Gilardon, destacó que la mini red de “Ventana al Universo” es muy importante por ser la primera que está destinada a un proyecto científico. La planta de generación fotovoltaica energizará las instalaciones y el instrumental de observación astronómica de los proyectos LLAMA y QUBIC en Alto Los Chorrillos, San Antonio de Los Cobres, Salta.

El proyecto LLAMA es un emprendimiento científico y tecnológico conjunto de Argentina y Brasil, cuyo objetivo es instalar y operar un radiotelescopio en los Andes argentinos, a 4.820 metros de altura, capaz de realizar observaciones astronómicas.

QUBIC, por su parte, es un proyecto internacional de cosmología para conocer qué ocurrió durante los primeros instantes después del nacimiento del universo, siguiendo la teoría del Big Bang. Es una colaboración internacional entre Francia, Italia, Reino Unido, Estados Unidos y Argentina.

En el caso de Paloma Yaco, en el departamento Santa María de la provincia de Catamarca, la mini red brindará electricidad las 24 horas a 12 hogares rurales, una escuela primaria y secundaria y varias instituciones públicas de la comunidad diaguita.

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El impuesto sobre las energéticas, entró en vigor en España

Los nuevos impuestos extraordinarios sobre las empresas energéticas, entidades financieras y grandes fortunas entraron en vigor este jueves en España tras su publicación ayer en el Boletín Oficial del Estado (BOE), lo que permitirá gravar ya el ejercicio 2022 y empezar a recaudar en 2023.

Pedro Sánchez defendió que estos tributos especiales “no son anacrónicos en el contexto europeo” y “gobiernos de distinto signo, no solamente progresistas, sino también conservadores” han puesto en marcha iniciativas similares

La medida apunta a que la recaudación de estos impuestos tenga efectos ya desde 2023 –teniendo en cuenta los ingresos de 2022– y se ingrese también en 2024. Así, los tres nuevos impuestos extraordinarios regirán durante dos años, aunque tras este periodo, el gobierno español evaluará si los mantiene o no.

Se gravará el 1,2% sobre el importe de la cifra de negocio de las compañías cuya facturación haya superado los 1.000 millones de euros en 2019. Se ha excluido de la facturación objeto del gravamen los ingresos derivados de las actividades reguladas.

De este modo, el impuesto no afecta a aquellos ingresos donde el suministro sea a precio regulado, como es el caso del PVPC de electricidad, la tarifa de último recurso (TUR) de gas, el GLP envasado y el GLP por canalización.

Además, en su paso por el Congreso de los Diputados se incluyó en la exoneración los ingresos regulados de las redes de transporte y distribución de electricidad y gas natural y, en el caso de generación con retribución regulada y retribución adicional en los territorios no peninsulares, todos lo ingresos de las instalaciones, incluidos los que perciben del mercado y el despacho económico, respectivamente.

Al mismo tiempo, se introdujo otra enmienda transaccional para que el impuesto se aplique solo a la actividad que las empresas del sector desarrollen en España.

El Gobierno ha sacado adelante el impuesto en el Congreso y el Senado antes de concluir el año, como tenía previsto, para poder recaudar una parte ya el próximo febrero en función de los resultados de 2022. En su balance anual tras el último Consejo de Ministros, este martes, Pedro Sánchez defendió que estos tributos especiales “no son anacrónicos en el contexto europeo” y “gobiernos de distinto signo, no solamente progresistas, sino también conservadores” han puesto en marcha iniciativas similares. El presidente enmarcó la creación de los gravámenes en la búsqueda de “un reparto equitativo de los costos” de la crisis inflacionaria provocada por la guerra de Ucrania.

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El gobierno pidió a las petroleras que difieran hasta mediados de enero la suba de los combustibles

El gobierno acordó con las petroleras a fines de noviembre un cronograma de aumentos mensuales de 4% entre diciembre y febrero y de 3,8% en marzo como parte de un plan destinado a desacelerar la inflación. El primer ajuste se aplicó el 3 de diciembre y las petroleras tienen previsto volver a ajustar sus precios el próximo martes 3 de enero.

Sin embargo, fuentes oficiales indicaron a Econojournal que desde funcionarios del Ministerio de Economía están gestionando con YPF, la petrolera controlada por el propio gobierno, que el incremento de precios se difiera hasta mediados de enero. Como la empresa controla casi un 60% del mercado de naftas y gasoil se sobreentiende que si YPF no aumenta el resto —Axion Energy, Raízen y Puma— no podrá hacerlo.

En el gobierno reconocen que en enero está previsto un aumento de 4%, pero afirman que no se explicitó que tenía ser a principios de mes. Por eso, en las últimas horas pidieron que esperen una o dos semanas hasta instrumentar la suba. La decisión final, sin embargo, aún es incierta y dependerá, en gran medida, de qué posición tome la línea política de YPF encabezada por Pablo González. Si prima la intención de cuidar los números de la compañía, debería actualizar los precios en los surtidores en las próximas horas. Si se impone la visión política de acompañar la línea que bajan desde el Ministerio de Economía, es probable es que la suba se postergue.

La negociación que se llevó adelante a fines de noviembre fue tensa y terminó derivando en un acuerdo de palabra. Por lo tanto, no está explicitado en ningún documento cuándo deben aumentar los combustibles. Sí está confirmado que en las próximas horas la Secretaría de Energía publicará en el Boletín Oficial que la actualización del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL), que estaba prevista para el 1 de enero de 2023, se postergará por tres meses.

Año electoral

Las petroleras habían pedido inicialmente que les dejaran aumentar en los primeros meses del año porque sabían que a medida que se acerquen las elecciones presidenciales va a ser cada vez más difícil hacerlo. Sin embargo, el ministro Sergio Massa les dijo que la apuesta oficial consiste en tratar de desacelerar los precios lo más posible a comienzos de año porque cuanto más se tarde en bajar la inflación menos chances electorales tendrá el oficialismo.

Los empresarios exigieron en ese momento que el dólar oficial tampoco subiera por encima del 4% durante ese período. Massa les dijo que en diciembre iba a ser difícil cumplir ese pedido, pero prometió que luego la tasa de devaluación se iba a ir desacelerando. Si no cumple, está previsto que se vuelvan a sentar a negociar en febrero. Sin embargo, la negociación se adelantó porque ahora el gobierno les pide que demoren la aplicación de ese 4% que las empresas habían aceptado a regañadientes.

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YPF es una de las empresas a seguir de cerca en 2023, sostienen expertos

La actividad de YPF en 2022 fue destacada en distintas áreas. Obtuvo resultados positivos y de crecimiento productivo, desendeudamiento y está planificando nuevas inversiones en infraestructura de cara a 2023. Varios analistas destacaron los logros de la petrolera que se detallan a continuación

Gonzalo Gaviña, asesor financiero de PPI, apuntó al potencial de la empresa que tiene al Estado nacional como su mayor accionista: “YPF con un valor de acción de alrededor de US$8,65 en Nueva York, es una compañía que se está diversificando en la industria, ya sea en Vaca Muerta, con su fuerte posicionamiento con potenciales negocios en la industria del litio, el gas u otros productos derivados, como el sector agropecuario”.
“La diversificación de su producto y el potencial que tiene de explotación el crudo, el gas y litio en la Argentina lo posiciona como uno de los grandes candidatos. Más si hay cambio electoral”, explicó.

“No sorprendería para nada ver a YPF en US$12-20 en uno o dos años. Me parece que es una de las indicadas. De hecho, ha presentado uno de los mejores balances de su historia”, afirmaron desde Silver Cloud Advisors.
En 2022, YPF mejoró su calificación crediticia, a raíz de la cancelación de su deuda y de sus inversiones en Vaca Muerta. Luego de optimizar métricas operacionales y fortalecer su perfil financiero, la petrolera que tiene al Estado argentino como principal accionista, obtuvo pasó de “AA+” a “AAA”, según resolvió FIX, la agencia de rating local afiliada de Fitch Ratings.
La principal productora de gas y petróleo de la Argentina apunta a invertir US$5.000 millones en 2023, un incremento frente a los US$4.100 millones que se había puesto como meta para este año.
Viene de presentar cinco trimestres consecutivos de ganancias netas, y ha continuado en 2022 con su política de desendeudamiento.
La compañía proyecta duplicar su producción de crudo para el 2026.

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Por el derrumbe de Bolivia, el gobierno apura dos obras clave para garantizar el suministro de gas en el norte de país durante el invierno

El área energética del gobierno está negociando con autoridades de Bolivia la firma de una nueva adenda al contrato de importación de gas desde el país del Altiplano. Si bien se sabe que la producción de YPFB está declinando, la información que llegó en las últimas semanas desde Santa Cruz de la Sierra, base de la petrolera estatal, preocupó aún más a las autoridades argentinas. Según indicaron a EconoJournal fuentes públicas y privadas sin contacto entre sí, Bolivia comunicó que está en condiciones de enviar sólo 6 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas hacia la Argentina durante el invierno; casi 2 millones menos que el invierno pasado.

Frente a esa situación, el gobierno decidió apurar dos obras en el sistema transporte de gas para intentar suplir con producción de Vaca Muerta parte del gas boliviano que este año no estará disponible. Está prácticamente decidido que el Ejecutivo incluirá dentro de la actualización de las tarifas de Transportadora Gas del Norte (TGN), que se debatirá en la audiencia pública del próximo 4 de enero, los fondos necesarios para revertir dos plantas compresoras en el sistema centro-oeste a fin de enviar hasta 4 MMm3/día de gas adicionales desde Neuquén hacia Salta por el Gasoducto Norte a partir de junio de este año. Eso significa que los trabajos se rollearán entre todos los usuarios del sistema. Es decir, se financiarán mediante la suba de las facturas de gas que entrará en vigencia el 1º de febrero, si se cumple con el cronograma previsto por el Ministerio de Economía.

TGN presentó ante el Enargas un documento para ser analizado en la audiencia pública donde solicita al gobierno un aumento transitorio de la tarifa de transporte del 148% para no agravar su situación económico financiera, más un incremento tarifario especial del 15% asociado al proyecto de aumento de 7 a 10 millones de metros cúbicos (m3) por día en la capacidad de reversión del Gasoducto Norte. Esto totaliza una suba de la tarifa de transporte de TGN del 163%. Fuentes oficiales dejaron en claro que no concederán el porcentaje de aumento que pidió la empresa, pero sí le dará luz verde al pedido para financiar las obras en las dos plantas compresoras.

Tío Pujio y Leones

Las dos plantas comprensoras que hay que adecuar son Tío Pujio y Leones, ambas a cargo de TGN, la transportista que opera la red troncal de gasoductos desde el centro hacia el norte del país. Hacia mediados de año, ambas plantas podrían inyectar gas en sentido inverso al que lo hacen ahora.

Fuentes del área energética indicaron que la inversión necesaria rondaría los US$ 16 millones, unos 2.800 millones de pesos al tipo de cambio oficial. No obstante, allegados a TGN señalaron que el presupuesto asciende de 3.236,2 millones de pesos. “Si TGN licita las obras en enero podría finalizarlos hacia junio, porque el plazo de los trabajos está estipulado en unos 5 meses”, explicaron las fuentes consultadas.

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Fuerte impulso al Leasing para el cambio de la estructura productiva

Crédito Argentino destina $30.000 millones para la adquisición de bienes. El secretario de Industria y Desarrollo Productivo de la Nación, José Ignacio de Mendiguren, y el presidente de Leasing Argentina, Nicolás Scioli, anunciaron la puesta en marcha de la línea CreAr Inversión PyME Leasing por $30.000 millones, del Programa Crédito Argentino, para fomentar la adquisición de bienes de origen nacional o nacionalizados, que impulsen la actividad productiva. Estos créditos estarán disponibles en bancos públicos y privados, entre ellos: Industrial, de Desarrollo Argentino BICE, Comafi, de Santa Fe, de Entre Ríos, de San Juan, de Santa Cruz, Macro, de Formosa, BBVA, […]

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Y-TEC, una catedral de la tecnología

A diez años de su creación, la compañía de YPF y el Conicet trabaja en múltiples frentes y quiere actuar como una aceleradora de empresas tecnológicas. YPF es conocida como una compañía de extracción de petróleo y gas, y como fabricante de lubricantes y combustibles. Otra faceta menos visible son sus empresas relacionadas: YPF Luz (con centrales térmicas, parques eólicos en la Provincia de Buenos Aires, Chubut y Santa Cruz, y un gran parque solar en San Juan) o YPF Agro (se dedica a la biotecnología vegetal, fertilizantes y otros insumos para el campo). Es el segundo productor de energía […]

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La luz al final del túnel energético

Si en medio de cepos, inflación, precios administrados y regulaciones discrecionales Vaca Muerta genera resultados productivos, imaginemos lo que será en una Argentina en desarrollo, con estabilidad macroeconómica y políticas de largo plazo. Cuando elaborábamos el informe periódico del Estudio Carta Energética, la selección campeona se preparaba para jugar la histórica final del 18D. Sí, Lionel Messi y la Selección nos dieron una lección de mérito, esfuerzo y constancia, e inyectaron un hálito de esperanza en el contexto de una Argentina decadente. En la misma Argentina de Scaloni y Messi, hay sectores, como el energético, que vienen recorriendo una curva […]

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Se extenderán las concesiones de tres empresas de transporte ferroviario de cargas para preservar las fuentes de trabajo y garantizar el servicio

Con el foco puesto en un sistema ferroviario abierto y mixto, luego de que la licitación llevada adelante por Trenes Argentinos Cargas haya quedado desierta, el Ministerio de Transporte tomó la decisión de extender temporalmente las concesiones a Ferroexpreso Pampeano S.A., Nuevo Central Argentino S.A., y Ferrosur Roca S.A. por un plazo de 18 meses, con el objetivo de preservar las fuentes de empleo y garantizar los servicios esenciales para el desarrollo de las economías regionales. A través de la resolución 960/2022, que se publica en el Boletín Oficial, el Gobierno nacional extenderá de manera temporal las concesiones a Ferroexpreso […]

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CONSEJO FEDERAL DE HIDROVÍA: GOBERNADORES Y NACIÓN DEFINIERON PLAN DE TRABAJO PARA LA EJECUCIÓN DE OBRAS PRIORITARIAS

Buscan que la Administración General de Puertos cuente con la concesión para la ejecución de obras de dragado, balizamiento y señalización de la vía navegable, con los accesos a los puertos de las provincias. También impulsan el cobro del peaje desde Santa Fe hacia el norte, la ejecución de la obra del Canal Magdalena, y el financiamiento de la flota fluvial y mercante. El gobernador Jorge Capitanich participó este jueves de un nuevo encuentro del Consejo Federal Hidrovía (CFH) en Buenos Aires. La reunión tuvo como objetivo definir un plan de trabajo y una agenda de obras prioritarias para la […]

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El Ministerio de Ciencia otorgará 142 millones de pesos a 20 proyectos del Programa “ImpaCT.AR Ciencia y Tecnología”

Se aprobó una nueva adjudicación a iniciativas de todo el país, que responden a desafíos presentados por organismos públicos, en la búsqueda de soluciones que requieran del conocimiento científico o el desarrollo tecnológico para su resolución. Con el objetivo de fortalecer el impacto de la ciencia, la tecnología y la innovación en la construcción y aplicación de políticas públicas, se aprobó mediante las Resoluciones SACT Nº 2668 y 2860/2022 la adjudicación del financiamiento de 20 nuevos proyectos, por un total de $142.106.495,5. Estos fueron elaborados por organismos del sistema científico y tecnológico nacional, y tienen como objetivo brindar respuestas a […]

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San Juan: se licitaron obras de agua y saneamiento por $2.500 millones

La nueva infraestructura mejorará las condiciones de vida de más de 20 mil habitantes de las localidades de Rivadavia, Sarmiento y Rawson. Se licitaron tres obras fundamentales para las localidades de Rivadavia, Sarmiento y Rawson, de la provincia de San Juan. Los proyectos implican una inversión que supera los $2.400 millones y mejorarán las condiciones de vida de más de 20 mil sanjuaninos y sanjuaninas. La nueva infraestructura permitirá que la provincia alcance una cobertura en saneamiento cercana al 90%. El acto administrativo fue encabezado por el gobernador Sergio Uñac, quien estuvo acompañado por el secretario de Agua y Energía, […]

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Gasoducto Vaca Muerta: Un pedido de las empresas impactará en las tarifas ¿de qué forma lo hará?

Las empresas enviaron sus propuestas en la antesala de la audiencia pública de gas del 4 de enero en la que buscarán recuperar el atraso acumulado frente a la inflación desde 2019. El nivel de tarifas y el financiamiento para una obra de $3200 millones con impacto en las reservas del BCRA. Entre los documentos que elevaron las empresas al Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), Transportadora de Gas del Norte (TGN) pidió que el Gobierno les autorice un incremento extra del 15% para financiar una obra vital para el país, que es la ampliación y reversión del Gasoducto Norte […]

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Licitan el primer tramo hasta General Deheza de la autopista San Francisco – Río Cuarto

el ex secretario de Obras Públicas de la Nación y actual intendente de Villa María, Martín Gil expresó: “La autopista de la ruta 158 es una obra monstruosa, con una inversión de 3 millones de dólares por kilómetro. Estamos ante una obra de 3 millones de dólares por kilómetro, una obra monstruosa en términos económicos que nos va a permitir generar un corredor, no solo para Córdoba sino para todo el país”. “Hace mucho tiempo que venimos trabajando para transformar el corredor de la 158 en una Autopista. Durante el gobierno de Néstor Kirchner había sido licitada, pero no se […]

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Nueva Costanera Néstor Kirchner: este jueves licitan las obras que llevarán ocho meses de trabajo

El proyecto municipal, financiado por el Gobierno nacional, busca satisfacer dos necesidades de infraestructura: la seguridad hídrica y la movilidad urbana con sostenibilidad. El intendente Emilio Jatón confirmó que el plazo de obra estimado es de 8 meses. El intendente de Santa Fe, Emilio Jatón visitó los estudios de AIRE y confirmó que este jueves se licitará la obra de la Nueva Costanera Néstor Kirchner. “El plazo de obra es de 8 meses”, estimó. Si bien la obra de remodelación de esta costanera santafesina se anunció en el mes de junio de 2022 durante la visita a la ciudad del […]

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Los números que muestran que en 2022 se usó más carbón que nunca

Se trata de la fuente de energía más contaminante; el ránking del principal consumidor está liderado por China, que utilizó más de la mitad de la producción mundial. Una tonelada de carbón por cada persona en el planeta. Esa es la inmensa cantidad de este combustible fósil que quemó la humanidad en 2022, una cifra récord con enorme impacto para el medio ambiente, ya que se trata de la fuente de energía más contaminante. El último reporte sobre uso de carbón de la Agencia Internacional de Energía (AIE), publicado a mediados de diciembre, estima que en el año que está […]

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Estos son los parques eólicos y solares con mayor factor de planta en República Dominicana

18 centrales de generación fueron citadas en el ranking de “Factor de planta de centrales renovables” dentro del informe mensual de operación del OC – Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana.

Entre septiembre y noviembre de este año, los porcentajes de tecnología solar y eólica rondaron entre el 39.69% a 5.66%. ¿Cuáles fueron los récords para cada tecnología? 

En el periodo analizado, el parque de generación a partir de tecnología solar fotovoltaica rondó entre un 16% y un 26%, destacándose el Parque Solar Canoa y el Parque Solar El Soco como los de mayor capacidad,  por sobre seis proyectos más, con un máximo de 26.94% y 24.83%, respectivamente.

El parque solar Canoa, perteneciente a la empresa EMERALD, que tiene 25 MW de capacidad, logró un máximo de generación de 4,849.42 MWh de energía bruta durante el mes de noviembre.

En tanto que, El Soco, de la empresa registrada como KOROR BUSINESS S.R.L., cuenta con 50 MW de capacidad instalada y generó 9,236.98 MWh de energía bruta durante octubre, superando a otras generadoras solares de la misma dimensión en República Dominicana.

De los solares, los registros más bajos de los últimos meses (18.60%, 17.58% y 16.25%) fueron para Monte Plata Solar una generadora de 30 MW ubicada en la zona Central.

En lo que respecta a proyectos a partir de la cinética del viento, en el último trimestre dos proyectos se destacaron: el Parque Eólico Larimar con un 39.69% de factor de planta durante noviembre y 30.65% en octubre; y el Parque Eólico Guanillo con un 37.46% de factor de planta en septiembre.

EGEHAINA es la empresa detrás del Parque Eólico Larimar, que cuenta con 49.50 MW y generó entre 14,144.54 MWh, 11,286.30 MWh y 8,385.43 MWh entre noviembre y septiembre de este año.

En el caso de Guanillo, PECASA es la empresa que opera este proyecto de 52.50 MW y que en los últimos meses generó entre 14,159.62 MWh, 10,123.81 MWh y 13,213.23 MWh, en las últimas dos secundando a Larimar.

Mientras que el proyecto eólico de más bajo factor de planta de los últimos meses fue Quilvio Cabrera de 8,25 MW, de la empresa EGEHAINA que registró entre 5.66%, 8.95% y 14.55%.

Por otro lado, en el caso de San Pedro Bio-Energy de 30 MW, el único proyecto a biomasa registrado por el OC, su factor de planta estuvo entre un 38.96% en noviembre, 7.52% en octubre y 66.20% en septiembre.

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renovables – factor de planta – septiembre
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ExxonMobil demandará a la UE por impuesto a las ganancias

Exxon Mobil demanda a la Unión Europea (UE) por la imposición de un impuesto a las ganancias extraordinarias de las petroleras, informó Financial Times. La petrolera declaró que la demanda fue presentada este miércoles por sus filiales alemana y holandesa ante el Tribunal de Justicia de la UE, en Luxemburgo, al considerar que el bloque comunitario se extralimitó en sus competencias legales.

El portavoz de Exxon Mobil, Casey Norton, afirmó que la introducción del impuesto era “contraproducente”, ya que “socavaría la confianza de los inversores, desalentaría la inversión y aumentaría la dependencia de las importaciones energéticas”. Eso no solo va contra los intereses de la empresa, sino también contra los de los propios países europeos, que actualmente se enfrentan a la crisis energética y “luchan por reducir las importaciones energéticas de Rusia”.

Según Norton, Exxon Mobil invirtió 3.000 millones de dólares en proyectos europeos en los últimos 10 años y ahora está considerando si seguirá invirtiendo en la región. “La inversión aquí dependerá sobre todo de lo atractiva y competitiva que sea Europa a nivel mundial”, subrayó el portavoz.

La empresa estadounidense intenta impugnar la legitimidad de la decisión del Consejo de la UE de imponer el nuevo impuesto a escala comunitaria. Se espera que los procedimientos jurídicos puedan prolongarse durante gran parte del próximo año.

El nuevo impuesto entrará en vigor mañana (31 de diciembre) y gravará como un mínimo un 33 % los beneficios imponibles de las petroleras en 2022 y 2023, y es que las compañías del sector registran ganancias que superan significativamente el beneficio medio de los años anteriores debido a la crisis energética provocada por las sanciones occidentales contra Rusia. La Comisión Europea espera que el impuesto recaude 25.000 millones de euros, lo que reduciría la factura energética.

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‘Silencio Administrativo Positivo’: La nueva figura para cambios en Fecha de Puesta de Operación para renovables

Los desarrolladores de proyectos de generación de energía renovable disponen de un plazo para que sus proyectos entren en operación comercial. Ese plazo se conoce como Fecha de Puesta de Operación (FPO).

El plazo de la FPO puede ser modificado por la Unidad de Planeación Minero Energética pero a solicitud del interesado.

Pero, si transcurren dos meses y no se ha obtenido una respuesta por parte de la UPME se entiende que el cambio ha sido aprobado. Allí nace la figura o fenómeno jurídico del Silencio Administrativo Positivo, que emana para proteger los derechos e intereses de quien invoca las solicitudes de cambio de FPO.

Según lo preceptúa el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, norma que regula las actuaciones de la UPME, existe Silencio Administrativo Positivo y Silencio Administrativo Negativo.

Para que se configure el Silencio Administrativo Positivo se deben cumplir los requisitos que se enlistan a continuación, de lo contrario, se aplicará por regla general, aquello que constituye el Silencio Administrativo Negativo. Los requisitos para que se configure el Silencio Administrativo Positivo, a saberse, son:

Que la ley le haya dado a la Administración un plazo dentro del cual deba resolver la petición.
Que la ley contemple de manera expresa que el incumplimiento del plazo tiene efectos de silencio positivo.
Que la autoridad que estaba en la obligación de resolver no lo haya hecho dentro del plazo legal. Es menester señalar al respecto que, dentro del plazo legal no solo se debe emitir la decisión, sino también su respectiva notificación en debida forma. Para el caso de la solicitud de cambio de FPO son dos meses.

Hemberth Suárez Lozano, Abogado y socio fundador de OGE Legal Services

Con base en el ejemplo que se expuso de manera introductoria acerca del cambio de la FPO, se tiene a la luz de la Resolución CREG 101 025 de 2022 que, se configuraría el Silencio Administrativo Positivo cuando habiendo transcurrido 2 meses desde la presentación de la solicitud de cambio de la FPO, no se ha obtenido respuesta.

Así las cosas, se encuentra taxativamente señalado en aquella norma que “(…) El cambio de la FPO solicitado con base en la causal e) se tendrá por aceptado si han transcurrido dos (2) meses desde la presentación de la solicitud y no se ha obtenido respuesta (…)”.

De esta manera, se tiene que, la falta de respuesta u omisión de la misma en los términos legales establecidos, por parte de la UPME, da lugar a una presunción de carácter positivo, pues constituye la aceptación del cambio de la fecha de puesta en operación.

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Jujuy inició la construcción de un parque solar en una planta industrial de cannabis

La provincia de Jujuy inició la construcción de un parque solar de 6 MW en El Pongo, en el marco de la primera etapa del Proyecto Solar Distribuido, el cual fue relanzado a principios de septiembre del 2022. 

La particularidad de esta central de producción producción y abastecimiento de energía eléctrica a partir de fuentes renovables estará situada en “Cannava”, la única planta industrial de procesamiento de cannabis medicinal habilitada por la Administración Nacional de Medicamentos, Alimentos y Tecnología Médica (ANMAT). 

El parque fotovoltaico contará con 10800 módulos bifaciales, con tecnología de celda PERC Half-cut, y 22 inversores, distribuidos a lo largo de 11,8 hectáreas de superficie, que abastecerán de energía a todo el proceso industrial de Cannava, la cual tiene una capacidad productiva anual de 80 toneladas de inflorescencias medicinales y cerca de 4.000 kg de ingredientes farmacéuticos activos. 

“No es casual que empecemos en Cannava porque es para darle toda la sustentabilidad. Y de este modo, los productos producidos en la planta, calificarán mejor en el mundo”, aseguró Gerardo Morales, gobernador de la provincia de Jujuy. 

“Tiene un sentido especial, porque simboliza la conjugación de dos proyectos importantes para la provincia que implicaron desafíos mayúsculos que asumió el gobernador para cambiar la matriz productiva de la mano de las energías renovables y del cannabis medicinal”, complementó Gastón Morales, presidente de la empresa estatal que ya lleva más de cuatro años de existencia. 

A raíz de este proyecto, el costo de la tarifa energética estará aproximadamente un 30% más económica, pero se espera que con las siguiente etapa se pueda alcanzar una tarifa de hasta un 50% más barata. 

“Seguramente eso lo podremos trasladar hacia el sector comercial e industrial de acá a un año. Las provincias pueden generar este tipo de proyectos para que baje el costo de la energía”, sostuvo el gobernador provincial durante el acto de puesta en marcha de la construcción del parque fotovoltaico de 6 MW. 

Cabe recordar que el Proyecto Solar Distribuido de la Provincia de Jujuy prevé la construcción de 8 parques solares estratégicamente ubicados dentro del territorio provincial, totalizando en una primera etapa, una capacidad de 48 MW solares, destinados al Sistema Interconectado Provincial, con una inversión de aproximadamente USD 55.000.000.

En tanto que ya se analiza la segunda etapa del proyecto, también por 48 MW, para completar una capacidad instalada de 96 MW, que se conectará a través de la red de distribución EJESA

“Los jujeños debemos acostumbrarnos porque veremos muchas pequeñas plantas fotovoltaicas, bajo lo que llamamos el proyecto de generación distribuida y es para que ya consumamos en Jujuy”, concluyó Gerardo Morales. 

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MEGSA: 1.250.000 M3/día para CAMMESA durante todo enero. PPP U$S 2,47

Productores y comercializadores de gas natural ofertaron el suministro de 1.250.000 m3/día en la subasta que realizó el MEGSA para CAMMESA con destino al aprovisionamiento interrumpible de gas natural para generación eléctrica durante todo el mes de enero de 2023.

Las ofertas se realizaron con un precio PIST promedio ponderado de 2,16 dólares por millón de BTU, y de U$S 2,47 por MBTU puesto en el GBA.

A diferencia del Concurso de Precios del martes 27, en el nuevo podían participar todos los productores en general (hayan sido adjudicatarios o no del Plan Gas) y comercializadores.

El volumen adjudicado correspondió a 200.000 M3/día para productores del Noroeste, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Chubut y Neuquén, con precios PIST que oscilaron entre 2,14 y 2,27 U$S por millón de BTU. Y fue de entre U$S 2,43 y 2,50 dólares el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Otras dos ofertas, por 100 mil y 150 mil m3/día, fueron realizadas por productores de Chubut y Neuquén a precios PÏST de 2,20 y 2,30 dólares, y precios de U$S 2,50 y 2,52 dólares puesto en el Gran Buenos Aires.

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La Cámara de la Industria Química y Petroquímica participó de la reunión anual del Foro de Cooperación Regulatoria de América Latina

Durante el mes de diciembre se llevó a cabo el encuentro de las asociaciones químicas latinoamericanas en el ámbito del Foro de Cooperación Regulatorio de América Latina (LARCF) en la ciudad de Bogotá, Colombia, del cual participaron representantes de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

Organizado conjuntamente por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (UNEP), el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de Colombia, el Concejo Internacional de Asociaciones Químicas (ICCA) y LARCF se realizó este evento que tuvo dos jornadas de fructífero intercambio entre el sector público de los diversos países latinoamericanos y el sector privado representado por las empresas y las asociaciones de la región.

La jornada se inició con las palabras del representante gubernamental de Colombia, ICCA y UNEP. Se presentaron los resultados de LARCF en el último año y desafíos futuros, la importancia de la cooperación regulatoria, en palabras de ICCA, el contexto global sobre marco estratégico en regulación de sustancias químicas de uso industrial, por un representante de OCDE y la experiencia de Colombia en el desarrollo del marco estratégico para la gestión del riesgo de sustancias químicas de uso industrial, por parte del representante del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible.

La CIQyP®, miembro fundador de LARCF, tuvo una activa participación en el evento por medio de la moderación del primer panel del Foro “Avances en Implementación Sistema Globalmente Armonizado (SGA) en la Región”, dónde los países de Chile, Costa Rica, El Salvador y Ecuador expresaron sus visiones.

El segundo panel de intercambio sobre “Avances en la Implementación de Inventarios Nacionales de Sustancias Químicas y Gestión del Riesgo”, Argentina, Chile, Colombia, Costa Rica y El Salvador mostraron sus avances en la temática.

El encuentro

El evento continuó con un Taller de Análisis de Riesgos dictado por la compañía Exxon Mobil. La jornada cerró con la Asamblea General del Foro dónde se aprobó un nuevo esquema de gobernanza, los objetivos de trabajo para el año 2023 y la elección de los nuevos Co-chairs del Foro para el periodo 2023-2024, dónde un representante de Argentina cubrió una las plazas y el representante de Chile la otra.

El gobierno argentino estuvo representado por el Lic. Santiago Borgna, director de Industria Sostenible de la Secretaría de Industria y Desarrollo Productivo.

Fueron logrados los principales objetivos de la reunión que buscaban promover la cooperación regulatoria mediante el establecimiento de un diálogo entre industrias y gobiernos para coordinar las actividades regionales relacionadas con la gestión integral de productos químicos industriales en América Latina, generar confianza entre estos actores, buscar una forma eficiente de implementar marcos regulatorios homogeneizados, desarrollar capacidades en las mejores prácticas y compartir las mejores experiencias en la región.

La CIQyP® apoya el desarrollo de marcos regulatorios nivelados que favorezcan el intercambio de información asegurando las mejores prácticas internacionales en la formulación de políticas regulatorias químicas en América Latina, teniendo en cuenta las necesidades específicas de cada país y sus contextos.

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, Redaccion EconoJournal

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Comenzó a funcionar el RITE, el registro de integridad impulsado por la Oficina Anticorrupción

La Oficina Anticorrupción (OA) habilitó la inscripción al Registro de Integridad y Transparencia para Empresas y Entidades (RITE).

RITE es una plataforma virtual dirigida a empresas -privadas, públicas y con participación estatal-, mutuales o cooperativas y entidades sin fines de lucro, cualquiera sea su tamaño, interesadas en mostrar su compromiso con el desarrollo de acciones de integridad. También permite que los organismos públicos de todo el país puedan tener un mejor conocimiento de la integridad de las empresas para sus contrataciones.

Las empresas y entidades que quieran visibilizar su compromiso con los negocios éticos pueden solicitar su ingreso a la plataforma RITE.

Por medio de una adhesión voluntaria, las empresas y entidades pueden visibilizar su compromiso con los negocios éticos. El objetivo de RITE es contribuir al desarrollo y mejora de los programas de integridad, al intercambio de buenas prácticas y a la promoción de ambientes transparentes en negocios y mercados.

Actualmente hay más de 30 empresas pioneras. Para ello, las empresas mantuvieron diferentes encuentros con el equipo de la OA y los consultores y consultoras que acompañan a la iniciativa, en los cuales trabajaron sobre elementos de los Programas de Integridad que recorre el formulario y recibieron asistencia técnica para poder sumar sus programas al registro. Las empresas, a su vez, realizaron propuestas y recomendaciones para mejorar la plataforma.

Ellas son Aerolíneas Argentinas SA, AySA, Banco Nación, YPF e YPF Luz, Metrogas, Correo Argentino, Fábrica Argentina de Aviones (FAdeA), Administración de Infraestructura Ferroviaria (ADIFSE), Operadora Ferroviaria SE (SOFSE), Casa de Moneda SE, Bayer SA, Colcar Merbus SA, Novo Nordisk Pharma Argentina SA, Datastar Argentina SA, Unión Argentina de Proveedores del Estado (UAPE), Core Consulting SA, Grupo CETA, CIAR SA, Trace Group SA, RSN Gestión SAS, Alitaware SAS, Condiment SA, Bioars SA, Igarreta SACI, Lab Systems SA, Asociación Mutual y Cooperativa Belgrano, Asociación Mutual de Pensionados Sociales Ley 5110, Asociación Mutualista del Docente de la Provincia de Córdoba, Asociación Fitosanitaria del Nordeste Argentino (AFINOA), Federada Salud, Contreras SA, HCO SA, Operaciones Agroportuarias SA, EuroAmerica Group SA y HR Strategy SRL.

Luis Villanueva, Subsecretario de Políticas de Transparencia de la OA y principal impulsor del RITE destacó: “RITE es más que una plataforma. Da la posibilidad a las empresas de mostrar lo mejor que tienen sus Programas de Integridad, pero también es un espacio de articulación del sector público y privado”.

“La posibilidad de crear políticas de integridad a partir de RITE marca una diferencia en qué es el compliance de acá en más. A nivel regional, además, van a haber vinculaciones con RITE, todas van a querer mostrar el Programa de Integridad, es lo que vemos a futuro” concluyó Villanueva.

RITE surge de una acción colectiva inédita en nuestro país y la región, tras un proceso de elaboración colaborativa del que participaron profesionales del ámbito privado, académico, de la sociedad civil, gobierno y de empresas con participación estatal.

Como consecuencia de este proceso de coconstrucción del RITE se crearon los formularios que conforman el registro, aprobados mediante la RESOL-2022-9-APN-OA#PTE. Los formularios fueron elaborados en mesas de trabajo de las que participaron más de 80 profesionales especializados en la temática, y en las que se recibieron más de 500 comentarios y aportes que fueron considerados por la OA.

El formulario referido a Programas de Integridad es uno de los elementos fundamentales del RITE y contiene preguntas sobre diferentes componentes que conforman los programas de integridad en las organizaciones. Además, posibilita a las organizaciones identificar los aspectos necesarios para lograr mejoras en los mismos.

También se elaboró el formulario de Debida Diligencia, que complementa las políticas y procedimientos que las empresas realizan a la hora de evaluar hacer negocios con su cadena de valor, con dos objetivos: i) ofrecer la posibilidad de aportar información con un enfoque basado en riesgos; y ii) ofrecer la posibilidad de brindar información sobre eventuales antecedentes judiciales (de la entidad o sus accionistas o miembros de la Alta Dirección), y las acciones de remediación que la empresa haya implementado.

A diferencia de la información relativa al formulario del Programa de Integridad, los datos del formulario de Debida Diligencia no está disponible de manera abierta a la comunidad de RITE, sino que los usuarios deberán solicitarla y la empresa autorizar a brindarla.

Por otro lado, la plataforma contiene una Caja de Herramientas con recursos de aprendizaje y guías sobre RITE con material informativo, videos, plantillas y documentos modelo para acompañar el fortalecimiento de las acciones de integridad de empresas y entidades.

Cabe destacar que RITE colabora con la implementación efectiva de la Ley 27401 de Responsabilidad Penal de las Personas Jurídicas permitiendo mejorar el cumplimiento de los requisitos establecidos en la norma para la contratación con el Estado, así como el conocimiento y evaluación por parte de las oficinas públicas de los programas de integridad.

La iniciativa cuenta con el apoyo del Ministerio de Justicia y Derechos Humanos de la Nación, encargado del desarrollo informático, del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), que impulsó la etapa de diseño e implementación de la plataforma, y del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), que posibilitó que RITE esté disponible para municipios y provincias.

Las organizaciones pueden solicitar su adhesión al registro vía e-mail a rite@anticorrupcion.gob.ar.

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Manzano crece en el negocio petrolero de Santa Cruz

Amplió su participación accionaria en la petrolera británica Echo Energy que opera el 70 por ciento de los bloques hidrocarburíferos santacruceños. Manzano pasó a controlar casi el 2,5% de la petrolera británica Echo Energy a través de su firma Andina, que ejerció su derecho a canjear títulos corporativos de deuda emitida por la petrolera que ofrecían la opción de compra. El ejercicio de estos títulos se realizó a 0,25 libras esterlinas equivalentes 0,30 dólares al tipo de cambio efectivo al día de la operación, con lo cual se concretó la operación por un valor de 8,28 millones de dólares. La […]

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La mujer detrás del próximo Vaca Muerta de YPF: es geóloga y lidera un área clave

Fernanda Raggio ingresó a la firma en 1998 y hoy lidera un equipo multidisciplinario con el objetivo de descubrir nuevos yacimientos de hidrocarburos. Cómo hizo carrera en un sector, hasta entonces, dominado por hombres. Fernanda Raggio es licenciada en Ciencias Geológicas de la Universidad de Buenos Aires (UBA) y desde 2020 es gerenta Ejecutiva de Exploración de la Vicepresidencia del Upstream Convencional de YPF. Su función es liderar el equipo multidisciplinario de geocientistas, cuyo objetivo principal es descubrir nuevos yacimientos de hidrocarburos. “Nuestro propósito es convertir recursos naturales en energía, para mejorar la calidad de vida de las personas e […]

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El gran interés para invertir en el sector energético argentino de Japón

La embajada nipona trabaja para incentivar nuevas inversiones en los sectores automotriz, hidrocarburos, minería y energías renovables. Japón avanza con sus intenciones para invertir en el sector energético. Así se dio a conocer en la reunión que mantuvo el ministro de Economía de la Nación, Sergio Massa, con Yamauchi Hiroshi, embajador de Japón. Alli se analizó la actualidad de empresas de ese país en la Argentina y las posibilidades de inversión en los sectores energético y automotriz, entre otros. “Me reuní con el embajador de Japón Yamauchi Hiroshi, con quien analizamos la situación de las casi 100 empresas japonesas con […]

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Otorgaron una nueva concesión hidrocarburífera no convencional en Vaca Muerta

Se trata del área Puesto Parada, que será operada por Tecpetrol. De esta manera, la Provincia suma un total de 46 proyectos no convencionales. El gobierno de la provincia del Neuquén anunció el otorgamiento de una nueva concesión de explotación no convencional de hidrocarburos (Cench), a la empresa Tecpetrol como operadora y titular del área. Se trata de Puesto Parada, que tiene una superficie de 159 kilómetros cuadrados. El acto fue presidido por el gobernador de la provincia, Omar Gutiérrez y contó con la participación del vicegobernador, Marcos Koopmann; el intendente de Neuquén, Mariano Gaido; el ministro de Energía y […]

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Subsidios: definieron qué precio del gas pagarán las industrias que volverán bajo la órbita de las distribuidoras

A contramano de lo que se pensaba originalmente, el gobierno determinará que las industrias de tipo P3, que volverán a recibir el gas directamente de las distribuidoras en lugar de comprarlo en el mercado mayorista, abonarán un precio de 5,76 dólares, equivalente al que pagan los hogares del Nivel 1 que perdieron los subsidios. Cambio sobre la marcha en la política oficial. Guiño al FMI. La Secretaría de Energía está terminando de definir la letra chica de la reglamentación que establecerá que las industrias categorizadas como “P3 Grupos I y II” no podrían seguir comprando el gas natural que consumen […]

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La petrolera provincial de Neuquén concretó en su primera exportación de crudo

Gas y Petróleo del Neuquén (GYP) concretó en noviembre su primera exportación de crudo. Los primeros días del mes pasado concretó la venta a Brasil de un volumen equivalente a los 12.550 barriles. “Lo logramos después de cumplir con todos los pasos burocráticos y ahora es una empresa estatal con permisos tanto para importar como para exportar”, aseguró a EconoJournal Alberto Saggese, presidente de la petrolera estatal neuquina. Para 2023 la empresa proyecta un crecimiento de 21% en la producción de crudo, de 9% en la producción de gas y de 31% en sus ventas.

Los servicios comerciales para esta operatoria son de Trafigura, el trader que coloca la producción en los mercados y se conecta con los clientes. “Es la primera vez que exportamos por nuestra cuenta, fueron poco más de 2 mil metros cúbicos y ahora ya vamos a entrar en un procedimiento regular, en enero baja el volumen de producción y ya en febrero o marzo pensamos que vamos a estar nuevamente en ese volumen, que representa el 35% de la producción a la cual GyP tiene derechos por contratos”.

La metodología que utiliza la empresa es la de administrar áreas que luego pone a disposición de operadoras, que serán las inversoras de los proyectos y se reserva un 10%. Gas y Petróleo del Neuquén fue creada mediante decreto del Poder Ejecutivo Provincial el 16 de mayo de 2008. Posteriormente se reservaron para la empresa áreas de hidrocarburos para que, por sí, o asociada a terceros, procediera a la exploración, desarrollo y explotación de las mismas.

“Exportar está dentro de lo que nosotros, como empresa provincial 100% estatal, tratamos de desarrollaren un mercado que es de empresas privadas. Esto le permite al Estado también tener un termómetro de cómo se está moviendo el mercado. GyP es una empresa testigo de lo que pasa”, aclaró.

En cuanto a las áreas productoras que posibilitaron la exportación, Saggese dijo que “básicamente la mayor cantidad de la producción que recibimos viene de las áreas que tenemos con Shell: Sierras Blancas y Cruz de Lorena”.

La empresa contabiliza una producción de alrededor de 4.800 barriles diarios de petróleo, “de ese número se descuenta el repago de deudas y las inversiones que han realizado las compañías en nombre de GyP y diariamente le quedan 1500 / 1600 barriles de petróleo, que es lo que se puede comercializar”.

Hito exportador

Si bien desde principios del año 2021 GyP viene colocando parte de su producción en el mercado externo, hasta ahora lo hacía de la mano de algunos de sus principales socios en Uniones Transitorias de Empresas -UTEs) de las que forma parte. Este hecho “le abre nuevos mercados para su producción proveniente de distintas áreas de Vaca Muerta, en momentos en los que su curva es marcadamente ascendente y se generan excedentes respecto del consumo en el mercado interno”, aseguraron desde el gobierno provincial.

En cuanto a la operatoria de exportación, el buque Chemtrans Polaris, contratado por la empresa Trafigura Pte Limited arribó al Puerto de Bahía Blanca el día 4 de noviembre, realizando la carga total entre el 9 y el 10 de noviembre. En esta operación participaron con su producción cinco empresas petroleras para completar la carga por un total de 63.000 m3. El cliente final es una refinería de Brasil, gestión que corre por cuenta de Trafigura, compañía líder en comercialización de materias primas a nivel global.

En cuanto al precio que se obtendrá con esta exportación se estimaron valores entre 80 y 90 usd/bbl de acuerdo a los registros de las últimas operaciones realizadas.

Siendo la primera carga por su cuenta que realiza la petrolera estatal neuquina, se debió completar una serie de pasos que incluyó la presentación de oferta de exportación al mercado interno, la obtención del permiso de exportación por parte de la Secretaría de Energía de la Nación, inscripción en registros aduaneros de la AFIP para gestionar el permiso de embarque, inscripción en la Cámara Argentina de Exportadores para obtener los certificados de origen, así como las respectivas programaciones, entre otros.

Proyección de crecimiento

Gas y Petróleo del Neuquén proyecta para el 2023 aumentar la producción de petróleo en un 21% y de un 9% en gas. Por consiguiente, se planifica un incremento en las ventas del 31%. “Si mantenemos esta proporcionalidad del 35% de exportación- explicó Saggese- vamos a tener un volumen mayor para exportar”.

Por otro lado, la empresa neuquina fue adjudicada con 250 m3 de capacidad de transporte para poder evacuar la producción y llegaría a 350 m3/d cuando el proyecto Duplicar esté concretado en su totalidad. “Esto nos va a servir para seguir creciendo en producción”, sostuvo Saggese. Y es que GyP se encuentra participando de los concursos de ofertas para adquirir mayor capacidad de transporte, almacenaje y evacuación, que llevan adelante las empresas Oldelval S.A. y Oiltanking Ebytem S.A. respectivamente.

“Las proyecciones de GyP son excelentes, nuestros socios están trabajando de una manera seria y cumpliendo con los planes de negocios propuestos. Y la empresa ha duplicado sus ganancias año a año desde el 2016”, agregó Saggese.

Proyectos

Durante el 2023 la empresa tiene propuesto avanzar en dos proyectos, uno relacionado con aumentar la capacidad de evacuación por medio de la obra que está concretando de Oldelval. Por otro lado, los ojos están puestos en el área Aguada de Cánepa, allí GyP, por medio de una Unión Transitoria de Empresas (UTE) con Pan American Energy (PAE), allí se inicia un proyecto de desarrollo que Saggese consideró como “muy importante”.

“Estamos enfocados en la aplicación de nuestros beneficios a estas dos operaciones”, explicó. Y agregó que están realizando ofertas a la Secretaría de Energía de la Nación por otras áreas convencionales.

Estado de situación

Gas y Petróleo de Neuquén tiene 28 contratos activos en asociación con 19 compañías, de las cuales 16 son Operadoras. Durante el mes de octubre de 2022, se registró una producción diaria promedio de 5.071,61 barriles equivalentes de petróleo

Luego de las cinco Rondas Licitatorias y con el Plan Exploratorio Neuquén (PEN) en curso, GyP posee 28 contratos de asociación en yacimientos convencionales y no convencionales, resultando 29 áreas con actividad.

Cuenta también con 71 áreas sin actividad, de las cuales 62 están disponibles para eventuales asociaciones con inversores, 8 están en proceso de resolución de contratos (7 disponibles para GyP y 1 para la Provincia), y en el marco del PEN, 1 área está adjudicada con contrato celebrado (en gestión su aprobación por parte del Poder Ejecutivo Provincial)

La provincia de Neuquén exportó durante el mes de octubre (último registro oficial), más de 3,87 millones de barriles de petróleo, el mayor volúmen enviado en un mes desde la reanudación de las exportaciones de crudo. Representando 41% de la producción provincial, por cerca de 303,8 millones de dólares a un precio promedio que rondó 78 UDS/bbl.

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, Jorgelina Reyente

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Se hará la audiencia pública gasoducto Papagayos Malargüe

Antes que termine el 2022, Malargüe avanzará con el proyecto del gasoducto Papagayos que beneficiará al departamento con el servicio de gas. La necesidad del gasoducto malargüino es un reclamo de los vecinos que data de hace muchos años y luego de varias gestiones el intendente Lic. Juan Manuel Ojeda junto a la Secretaría de Ambiente y Ordenamiento Territorial de la Provincia de Mendoza y al secretario de Obras y Servicios Públicos de la Municipalidad de Malargüe, Ing. Maximiliano Zenobi han estado trabajando firmemente en estos últimos meses para que el proyecto Gasoducto Papagayos Malargüe pueda concretarse en un mediano […]

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Puma Energy amplía su oferta de productos en SUPER 7 con Dean & Dennys y Valenti

En el marco de la renovación constante de Puma Energy en su red de más de 380 estaciones de servicio en todo el país, las tiendas de conveniencia SUPER 7 comenzaron a ofrecer productos premium de las reconocidas cadenas internacionales.

Tanto la apertura de Dean & Dennys en Chascomús y La Horqueta, como el espacio de la prestigiosa Valenti en Nordelta, permiten que cada cliente pueda aprovechar el tiempo de descanso con una amplia oferta de productos y promociones especiales, además de la más alta calidad internacional que caracteriza a los combustibles de la empresa líder en el mercado global de energía.

Lucas Smart, gerente de marketing de Puma Energy sostuvo “como parte de nuestra estrategia, buscamos constantemente opciones que ofrezcan a nuestros clientes variantes que mejoren la experiencia en nuestras estaciones. Además de cargar un combustible de calidad internacional, también encontrarán promociones atractivas, una app como Puma Pris que ofrece grandes beneficios, la mejor atención y opciones como las de Dean & Dennys y Valenti, que son lideres en lo que hacen”.

Dean & Dennys se caracteriza por la calidad en sus productos que es garantizada gracias a su planta propia de producción, donde generan medallones 100% carne de novillo, pollo y vegetarianos; también tienen salsas y adicionales con los mejores insumos del mercado.

Con este espíritu satisface los deseos los amantes de las hamburguesas, con un concepto urbano, de alta calidad, brindando opciones saludables, precios accesibles y acompañado de valores sustentables. Se trata de una empresa pionera del concepto fast good, porque la oferta está diseñada con alta calidad y está integrada al concepto de fast food. De esta manera, combina los aspectos positivos de la comida rápida con productos diseñados para superar las expectativas de los consumidores.

Por su parte, Valenti inició su trayectoria en 1951 como un emprendimiento familiar dedicado a la afinación y venta de quesos franceses. Posteriormente se incorporaron a su oferta fiambres y quesos nacionales y de otras latitudes. Con su incursión en los principales centros comerciales se desarrollaron propuestas de almuerzo como sándwiches, ensaladas y picadas.

La marca se destaca por el especial proceso de elaboración de los quesos y fiambres.

Una vez que se terminan de producir, sus productos ingresan en una planta donde son almacenados en cavas especialmente diseñadas para su maduración, cuidado y tratamiento, garantizando así su incomparable calidad, frescura y sabor.Con estas iniciativas, Puma Energy demuestra su compromiso con sus operadores y clientes de manera continua para generar un servicio diferencial que responde a las necesidades de todo su público.

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, Redaccion EconoJournal

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Gutiérrez reglamentó la ley que creó un nuevo Compre Neuquino para Vaca Muerta

El jueves se publicó el decreto que detalla cómo se otorgarán los puntajes, a más de siete meses de su sanción en la Legislatura. El gobierno de Neuquén espera ampliar a 1.000 la oferta de proveedores locales certificados. El gobernador Omar Gutiérrez firmó para despedir el 2022 el decreto que reglamenta la nueva ley de Compre Neuquino, sancionada por la Legislatura en mayo pasado. Si bien los diputados le habían dado un plazo de dos meses para completar el trámite, la norma se publicó recién el jueves pasado en el Boletín Oficial, con los detalles que complementarán la aplicación del […]

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La economía de Texas repuntó un 8,2% gracias al gas y el petróleo

De esta manera, Texas queda en el segundo lugar entre los estados con más crecimiento, en un contexto donde las sanciones a Rusia promovieron el crecimiento local de las industrias de petróleo y gas. Greg Abbott mira los números y encuentra razones para el optimismo que no muchos tienen. El gobernador de Texas advirtió en las últimas horas que los efectos recesivos que golpean a la economía estadounidense no impactan sobre su territorio. O por lo menos, no lo hacen con la misma intensidad que en la mayor parte del país. Las cifras del tercer trimestre muestran que la desaceleración […]

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Malasia: Los descubrimientos de hidrocarburos se han duplicado en este año

En 2022 se han realizado un total de 10 descubrimientos de hidrocarburos frente a las costas de Malasia, el doble que el año pasado, tras el aumento de las actividades de exploración en el país. Según datos de Petronas, se han realizado ocho descubrimientos de petróleo y gas frente a las costas de Sarawak, así como uno frente a las costas de Sabah y Malasia Peninsular. El mayor descubrimiento de petróleo lo realizó Petronas Carigali en el pozo Nahara-1 del bloque SK306, en la provincia de Balingian, en Sarawak. También se hicieron descubrimientos en las provincias de Luconia Central, Luconia […]

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Puma Energy amplía su oferta de productos en SUPER 7 con Dean & Dennys y Valenti

En el marco de la renovación constante de Puma Energy en su red de más de 380 estaciones de servicio en todo el país, las tiendas de conveniencia SUPER 7 comenzaron a ofrecer productos premium de las reconocidas cadenas internacionales. Tanto la apertura de Dean & Dennys en Chascomús y La Horqueta, como el espacio de la prestigiosa Valenti en Nordelta, permiten que cada cliente pueda aprovechar el tiempo de descanso con una amplia oferta de productos y promociones especiales, además de la más alta calidad internacional que caracteriza a los combustibles de la empresa líder en el mercado global […]

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DLS designa nuevo VP Land Drilling

A partir del 1 de enero de 2023, Gerardo Molinaro, actual CFO (Chief Financial O icer) de DLS Archer, la compañía líder de servicios petroleros de perforación en Argentina, asumirá como vicepresidente de Land Drilling – en reemplazo de Greg Helmen – y tomará el desafío de liderar las operaciones en Argentina y Bolivia para Archer y sus empresas subsidiarias: DLS Argentina, DLS Archer y Archer DLS Bolivia. Gerardo cuenta con treinta y seis años de carrera, es Contador Público y Licenciado en Administración de la UBA. Completó su formación ejecutiva con diferentes programas internacionales, posee una amplia experiencia en […]

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Brunet de Ingeteam advirtió una situación inédita del mercado fotovoltaico y un prometedor 2023 para el almacenamiento

El pasado 25 y 26 de octubre, Latam Future Energy desarrolló su evento físico en Bogotá, Colombia, denominado Andean Renewable Summit, en el que asistieron más de 450 referentes de las energías renovables.

Allí Oriol Brunet, Gerente de Desarrollo de Negocios para América Latina de Ingeteam, reconoció: “Este año está yendo francamente bien, lo que pasa es que estamos viendo una coyuntura que es la inversa, el polo opuesto que hemos visto los años anteriores”.

“Estábamos acostumbrados a una dinámica de precios de bajada, con optimizaciones de costes, de procesos, logística. Los ‘developers’ -promotores-, cuando había subastas, lanzaban unos precios que podían parecer disparatados pero luego eran correctos con la bajada de precios. Ahora es al revés”, explicó.

Y agregó: “Ahora el ‘developer’ requiere una velocidad y una prisa porque sabe si no cierra la orden de compra a un mes, sabe que al siguiente mes los precios van a estar más altos, en lugar de más bajos”.

Esta es una situación que en 10 años no hemos visto nunca”, remató el directivo de Ingeteam, empresa con 50 años en el sector.

Brunet indicó que esta inflación se ve acompañada con una alta demanda y que “para el 2023 esperamos lo mismo. No esperamos una bajada” en los precios.

Consultado sobre los principales mercados en Latinoamérica, el ejecutivo declaró: “Estamos trabajando sorpresivamente bien en México, por un proyecto importante que ha surgido allí; también estamos trabajando bien en Dominicana, en Colombia, en Brasil, Chile y algunas cosas en Argentina y Ecuador”.

“Al final, en todos los países donde hay proyectos, hemos estado suministrando los servicios y equipos para esos emprendimientos, lo cual nos hace estar muy contentos”, destacó.

“Socio tecnológico” y almacenamiento

Al respecto, Brunet enfatizó sobre el acompañamiento que Ingeteam le brinda a sus clientes, como diferencial: “Además de fabricar equipos muy buenos, somos un socio tecnológico”.

“Es decir, no solo entregamos un equipo sino que estamos en la preventa, ayudando en el modelaje de la planta, ayudamos en el diseño, dando un soporte cuando el proyecto está en sus inicio, en el mantenimiento y operación, si es necesario”, indicó.

Y acerca de almacenamiento a través de baterías, resaltó: “Estamos detectando una subida de demanda absolutamente bestial en ‘storage’”. Y puntualizó que este crecimiento no sólo se da como complemento de las renovables variables, sea en plantas ya en funcionamiento y nuevas, sino para conectarse directamente a red.

Muchas legislaciones ya están pidiendo por regulación que incorporen storage, y en otras no se está pidiendo pero financieramente tiene un sentido absoluto, como en Chile, donde en el norte, por los vertimientos, es necesario”, observó el ejecutivo.

Destacó que otros mercados atractivos en almacenamiento a partir de baterías son República Dominicana, Colombia, países de El Caribe, México.

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Tecpetrol obtuvo el área petrolera Puesto Parada en Vaca Muerta

La petrolera Tecpetrol, integrante del grupo argentino Techint, obtuvo la concesión de un área de explotación petrolera en Neuquén de una superficie de 159 km2, dentro de la gigantesca formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta.

Ricardo Markous, Ceo de Tecpetrol, comentó “tenemos previsto, al menos, perforar 164 pozos, invertir durante toda la concesión alrededor de 2.500 millones de dólares”, Markous indicó que en una primera etapa Tecpetrol hará una inversión cercana a los 500 millones de dólares para poner en marcha el área y “llegar a una producción de, al menos, 15.000 barriles”.

“Si los resultados son buenos podemos, inclusive, duplicar esta producción y llegar a los 30 mil barriles de petróleo”, afirmó.

En la etapa piloto, que contempla un periodo de tres años, Tecpetrol perforará y pondrá en producción cinco pozos horizontales de entre 2.100 y 2.500 metros de rama horizontal, con un mínimo de 30 etapas de fractura por pozo. Según se indicó estos trabajos requieren 58,1 millones de dólares

También se construirá una línea de conducción para la producción y adecuación de las instalaciones cuyo desembolso requerido será de otros 7,5 millones de dólares, por lo que la empresa terminará invirtiendo un total de 65,6 millones de dólares en la etapa piloto.

Una vez transcurrido el periodo de tres años, en la etapa de desarrollo continuo se prevé perforar 158 pozos nuevos, sumando un total de inversión por 2.400 millones de dólares. Con esta nueva concesión, la provincia de Neuquén suma 46 proyectos de gas y petróleo no convencionales, abarcando una superficie de 9.742 kilómetros cuadrados dentro de Vaca Muerta.La colosal formación, la segunda reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo de este tipo, vive una fuerte actividad de exploración y un incipiente desarrollo masivo, con millonarias inversiones de grandes empresas multinacionales y otras de escala media.

PROYECTOS
Los principales proyectos para el 2023 son los de continuar con el desarrollo del área Fortín de Piedra (el principal yacimiento gasífero de la cuenca neuquina), y de las áreas El Tordillo (Chubut) y Aguaragüe (Salta), y avanzar en la evaluación del potencial de petróleo de las áreas Los Toldos II Este y Puesto Parada en Vaca Muerta.
La concreción de proyectos de infraestructura tanto para gas como petróleo, la implementación de las políticas públicas que favorezcan las inversiones en el sector como el plan Gas.Ar 5 y la promulgación de leyes para promover las inversiones en hidrocarburos y proyectos de exportación como LNG serán fundamentales para el desarrollo del sector.

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PMGD, netbilling y almacenamiento: Los ejes en renovables del plan anual de la CNE

Félix Canales, jefe del Subdepartamento de Normativa de la Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile, pasó por los micrófonos de “Protagonistas”, el ciclo de entrevistas de Energía Estratégica, y dio a conocer cuáles son los ejes en materia de energías renovables Plan Normativo Anual 2023 de la CNE. 

El especialista nombró a con los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), netbilling y el almacenamiento de energía como los principales hitos de la estrategia para el próximo año, destacándose las normas técnicas de conexión y operación y las modificaciones que se hagan en materia de proyectos de baja y mediana escala. 

“Estarán la norma de conexión y operación de los PMGD en media tensión, el desarrollo y finalización la modificación de la calidad de servicio para sistemas de distribución y se iniciará el procedimiento que modifica la norma técnica de conexión y operación en baja tensión (netbilling)”, explicó. 

“Además, esperamos que durante el primer semestre podamos dictar el capítulo de programación de la operación, que es bastante importante para las centrales convencionales como las no convencionales. Y que también incluye algunos aspectos a los sistemas de almacenamiento”, agregó. 

Asimismo, se exigirá que haya más información disponible tanto en los sistemas de las distribuidoras como en las plataformas dentro de la Superintendencia, y se determinará una serie de plazos a cumplir por parte de las empresas PMGD, reconociendo las distintas realidades de las obras. 

Y de igual manera, desde la Comisión Nacional de Energía de Chile considerarán los criterios y estudios necesarios para aquellos Pequeños Medios de Generación Distribuida que incorporen almacenamiento de energía, tanto para los nuevos emprendimientos como para aquellos ya existentes. 

“Es una tendencia creciente y el 2023 tendrá un boom de ese tipo de proyectos, ya que muchos estarán en construcción e ingresarán al sistema, lo que será un cambio fuerte en las redes de distribución y en el sistema eléctrico nacional completo”, manifestó.

Mientras que por el lado del netbilling, Félix Canales confirmó durante el ciclo de entrevistas Protagonistas que se iniciarán trabajos con el objetivo de recoger los elementos que incorpora el Decreto Supremo 57/2020, mediante sesiones de comité en las que se buscará mejorar el proceso de conexión y que los pipelines puedan ingresar al sistema. 

“Es un tema que está a nivel legal, por lo que debemos esperar esa modificación para aumentar esta capacidad y establecer ciertas condiciones especiales. Lo principal son los períodos de conexión. Deberemos establecer exigencias adicionales para estos proyectos de mayor escala en cuanto a seguridad y operación”, sostuvo el jefe del Subdepartamento de Normativa de la CNE. 

Es decir que se pretenderá avanzar hacia una regulación que trate a la alternativa PMGD, autoconsumo y netbilling, con tal equiparar las exigencias de seguridad y operación, ya que bajo la mirada del especialista, “cada vez las separaciones originales ya no son tan distintas”. 

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Más de 645 MW renovables obtuvieron concesiones definitivas en República Dominicana este 2022

República Dominicana avanza con nuevas concesiones para proyectos de energías renovables. Durante este año 2022, la Comisión Nacional de Energía (CNE) reportó 14 proyectos renovables calificables para su construcción.

Por ello, mediante una serie de Resoluciones, la CNE recomendó al poder ejecutivo otorgar contratos de concesión definitiva para aquellas generadoras eléctricas.

En esta ocasión, obtuvieron en su mayoría contratos a 25 años para proyectos solares fotovoltaicos. Aunque hubo algunas excepciones como ser para un proyecto solar se otorgó concesión a 30 años y para el proyecto biomasa a partir de bagazo de caña se ofreció concesión a 10 años (ver detalle al pie de la nota).

Se trata de 14 proyectos que totalizan 645,3 MWn de capacidad a instalar. La mayoría (638,3 MWn) corresponde a tecnología solar fotovoltaica, mientras que solo un proyecto de 7 MW sería de biomasa a partir de bagazo de caña.

Aquella cifra total supera lo logrado durante el 2021, donde los proyectos para generación eléctrica con concesión definitiva fueron 10 y sumaron 563,6 MW.

De entrar en operación en menos de dos años la mayoría de los proyectos del 2021 y 2022, se podría esperar que República Dominicana duplique antes del 2025 la capacidad instalada renovable que tiene actualmente en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), que según registros del mes de noviembre 2022 fue de 852.53 MW en las centrales renovables.

 

EMPRESA
PROYECTO
CAPACIDAD
UBICACIÓN

WCGF SOLAR II
WASHINGTON CAPITAL SOLAR PARK 2
67 MWp

50 MWn

Mata de Palma, municipio San Antonio de Guerra, provincia de

Santo Domingo

ENERGIA RENOVABLE BAS
WASHINGTON CAPITAL SOLAR PARK 3
73. 16 MWp

50 MWn

Mata de Palma, municipio San Antonio de Guerra, provincia de Santo Domingo

EFD

ECOENER FOTOVOLTAICA DOMINICANA

PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO CUMAYASA 1
60. 04 MWp

50 MWn

municipio Villa Hermosa, section Cumayasa, provincia La Romana

LOS

JOVILLOS SOLAR FV

PARQUE FOTOVOLTAICO LOS JOVILLOS

SOLAR

14. 97 MWp

13. 8 MWn

municipio de

Azua, provincia de Azua de Compostela

EGE HAINA
PARQUE

SOLAR ESPERANZA

90 MWp

76 MWn

municipio Esperanza, provincia Valverde

ZONAXOL S. A.
PARQUE SOLAR ZONAXOL
60 MWp

44 MWn

Techos de la Corporacion Zona Franca Santiago, provincia Santiago

I.E. DR PROJECTS I
PERAVIA SOLAR I
70 MWp

70 MWn

municipio Bani, provincia Peravia

LOS JOVILLOS SOLAR FV
PARQUE FOTOVOLTAICO LAS BARIAS SOLAR
10.44 MWp

9.2 MWn

municipio de Azua, provincia Azua

EMERALD SOLAR ENERGY
PARQUE SOLAR CANOA II 
32.6 MWp

25 MWn

provincia de Barahona

CONSORCIO AZUCARERO CENTRAL
ENERGÍA RENOVABLE INGENIO BARAHONA*
7 MW
municipio Santa Cruz de Barahona, provincia de Barahona

ETERRA GRUPO ECOENERGETICO DEL CARIBE
PARQUE SOLAR LUCILA 
11.4 MWp

10.3 MWn

municipio de Nizao, provincia Peravia

EFD

ECOENER FOTOVOLTAICA DOMINICANA

PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO CUMAYASA 2
36. 007 MWp

30 MWn

municipio de Villa Hermosa, sección Cumayasa, provincia La Romana

AES

DOMINICANA RENEWABLE ENERGY

PARQUE SOLAR MIRASOL
127 MWp

100 MWn

municipio San Antonio de Guerra, provincia

Santo Domingo

COASTAL PETROLEUM DOMINICANA
COASTAL SOLAR
131 MWp

110 MWn

municipio San Pedro de Macorís, provincia San Pedro de Macorís

*El proyecto Energía Renovable Ingenio Barahona, que sería de biomasa a partir de bagazo de caña, obtuvo contrato a 10 años.

*El proyecto Peravia Solar I, con tecnología solar fotovoltaica, obtuvo contrato a 30 años

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La provincia de Chaco tendrá un nuevo Plan de Energía Renovable en 2023

La provincia de Chaco prepara el lanzamiento de su Plan de Energía Renovable 2023 para febrero del próximo año, en el que prevé nuevos créditos para seguir fomentando la instalación de sistemas de generación distribuida, tanto en el sector residencial como comercial e industrial. 

Gabriel Boczar, jefe del Departamento de Energías Renovables de Chaco, conversó con Energía Estratégica y reconoció que existen varios proyectos en curso en materia de GD y que el plan que se presentará en los primeros meses del 2023 se dividirá en dos etapas. 

“La primera fase estará destinada a financiar al rubro comercial y pequeñas y medianas empresas (PyMEs), que suelen ser instalaciones entre 30 y 60 kW de potencia. La línea será de hasta $30.000.000 y, además de equipos de generación de energía eléctrica, incluirá termotanques solares con financiamiento a tasas de interés muy bajas”, aseguró. 

“Mientras que la segunda etapa incluirá a los usuarios residenciales, con instalaciones de 1,5 kW a 2,5 kW, con el objetivo de potenciar la generación distribuida y que esté al alcance de todos”, agregó. 

Asimismo, desde el gobierno provincial llevan a cabo la instalación de sistemas renovables en organismos y edificios públicos, como por ejemplo hospitales, centros de salud, instituciones educativas y centros deportivos, mediante financiamiento propio. 

Esquema con el cual tendrán cerca de 3 MW operativos bajo la modalidad de GD y con la que, en el caso de las instalaciones en escuelas y universidad, no sólo se aproveche el propio equipamiento, sino también fomentar la generación de técnicos y futuros ingenieros vinculados al sector. 

“A ello se debe sumar que tenemos otros proyectos que incluyen generación de energía fotovoltaica en pequeñas centrales de hasta 500 kW”, amplió Boczar, haciendo alusión que el Plan de Energías Renovables 2023 de Chaco contemplará varios frentes.

“Y también trabajamos en la resolución que reglamente la generación comunitaria, que es muy lineal al caso de la provincia de Córdoba”, complementó. 

¿Cuáles son las perspectivas para el próximo año? Chaco espera lograr una “buena” diversificación en la matriz energética y hacer aportes que permitan aliviar las cargas, logrando así una reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. 

“Queremos que la población se acerque a trabajar en el desarrollo de las energías renovables, porque debemos considerar que hay mucha quita de subsidios. Y creemos que durante 2023 duplicaremos todo el esfuerzo realizado este año, porque contamos con ese objetivo general y habrá más detalles en el Plan”, concluyó el jefe del Departamento de Energías Renovables de la provincia. 

Y cabe recordar que Chaco cuenta con requerimientos de 1050 kW de reserva de potencia, de los cuales 260 kW ya están aprobados y en funcionamiento con medidores bidireccionales, de acuerdo a lo que detalló el entrevistado. 

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Pronostican una mayor penetración de generación distribuida en México

Aún no se encuentran disponibles públicamente las cifras de crecimiento total de la generación distribuida en México durante el año 2022. Sin embargo, los datos publicados por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) referidos al primer trimestre de este año, dan cuenta del crecimiento acelerado que se está dando en este segmento del mercado.

En los primeros seis meses del año, México sumó 276.17 MW de capacidad instalada en 30118 contratos de interconexión para proyectos de hasta 500 kW, más del 50% de la capacidad instalada en años precedentes.

“Teníamos instalados 2031.24 MW al cierre del 2021 y cerramos con 2.307.41 MW el primer trimestre. Esto equivale a un crecimiento del 11%”, destacó Carlos Aurelio Hernández González, CEO de SUJIO.

En este segmento del mercado, la solar fotovoltaica sigue siendo la tecnología que lidera. Siguiendo con las cifras del primer trimestre del 2022, la fotovoltaica representó el 99.27%, mientras que el biogás un 0,55 % (12.73 MW) y la biomasa con 0.08% (1.96 MW).

En conversación con Energía Estratégica, Carlos Aurelio Hernández González agregó que la cifra de nuevos proyectos no es menor y que, traduciéndose en dinero, significa una gran aportación económica importante para el crecimiento de estas alternativas de generación.

Al respecto, la CRE estima una inversión promedio de 1.73 millones de dólares por cada megavatio de capacidad instalada lo que lleva a que en el primer semestre del 2022 se hayan invertido aproximadamente 477.77 millones de dólares sólo en generación distribuida.

Las entidades donde está predominando la mayor cantidad de de inversiones en cuanto a generación distribuida serían Jalisco seguido de Nuevo León, Chihuahua, Estado de México y Guanajuato.

En estas entidades federativas es donde, el CEO de Suijo identifica que continuaría evolucionando a paso firme la Generación Distribuida como una forma de ahorro eléctrico a largo plazo, alternativa de inversión para ser sustentables con el medio ambiente y tener un consumo de energía sostenible en el tiempo.

“Cada vez más empresas empiezan a ver la oportunidad de invertir en la generación distribuida en sus distintas modalidades. Apenas está empezando el boom. Por lo que desde Sujio traemos pipeline muy interesantes de terceros, de clientes y propios, con bastante con bastante miras al crecimiento”.

Por eso, desde Sujio están enfocados en avanzar en nuevos contratos de venta total y en generación distribuida en consumo de centro de carga y venta de excedentes, que son dos modalidades en las que ya cuentan con cargas y generación en la actualidad. 

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Y-TEC y Catamarca firman acuerdo para para instalar fábrica de baterías de litio

El gobernador de la provincia de Catamarca, Raúl Jalil y los presidentes de YPF, Pablo González, y de Y – TEC, Roberto Salvarezza, firmaron un convenio marco de colaboración para crear en la provincia una planta de fabricación de celdas, baterías de ion-litio y material activo.

“Este acuerdo permite potenciar el trabajo que venimos desarrollando desde Y-TEC que tiene como objetivo principal generar el conocimiento para que las provincias productoras puedan utilizar esa tecnología para agregarle valor al litio en sus propios territorios” afirmó el presidente de YPF, González.

Por su parte, el gobernador destacó que “hoy es un día histórico en el que Catamarca acompaña con el litio la transformación de la matriz energética. Y esto también tiene que servir para cambiar la matriz productiva de Catamarca y generar más actividad y empleo”.

Además, recordó que “antes, hubo una política de vaciar YPF. Hoy nosotros reafirmamos que Catamarca tiene una empresa provincial que pudo asociarse con YPF para desarrollar proyectos productivos».

En tanto, el presidente de Y-TEC, Salvarezza, destacó que “Catamarca ha estado muy presente en materia de litio. Aquí tenemos nuestro primer proyecto exploratorio de litio junto a CAMYEN”.

Así mismo, resaltó la importancia del agregado de valor a la producción minera, al señalar que “somos dueños del recurso y debemos darle valor al carbonato catamarqueño. La planta emplea insumos nacionales como este carbonato, con el que podemos producir 3 mil baterías. Vamos a tener dos proyectos muy importantes en Catamarca», concluyó.

En este sentido, el ministro de Minería, Marcelo Murua, explicó que la firma del convenio marco establece crear dos plantas donde Catamarca comience a desarrollar el material activo para las baterías y empezar a producir celdas para la generación de energía estacionaria, que cuenta con una alta demanda actual y permanente en la provincia.

El funcionario comentó que desde Catamarca viene trabajando junto a Y-TEC. aportando la materia prima de carbonato de litio para el funcionamiento de la planta piloto ubicada en el partido de Berisso, provincia de Buenos Aires.

“Ahora, a través de la transferencia tecnológica realizada por Y-TEC, Catamarca podrá desarrollar su propia fábrica para producir el material activo (LFP: Litio, Hierro y Fosfato) y celdas de baterías necesarias para la generación de energía estacionaria”, sostuvo.

Del acto también participaron el vicegobernador, Rubén Dusso; la senadora nacional, Lucía Corpacci, el Intendente de la capital, Gustavo Saadi, el vicepresidente de YPF Litio, Hernán Letcher y la presidenta de CAMYEN, Susana Peralta, entre otros funcionarios y funcionarias.

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Pronostican una potencialidad eólica terrestre y marina en Rio Grande do Norte 20 veces mayor a la identificada

Rio Grande do Norte tiene un potencial eólico terrestre (onshore) dos veces superior al estimado hace 20 años y la capacidad de ampliar la generación de esta fuente de energía en al menos 93 Gigavatios (GW) a una altura de 200 metros, el equivalente a 15 veces lo que actualmente está en funcionamiento en su territorio. El estado es el mayor productor brasileño de energía eólica.

El potencial de generación futura en alta mar – con parques eólicos marinos – alcanza, a su vez, 54,5 GW y sería suficiente para suministrar cerca de ⅓ de toda la electricidad brasileña en 2020 (aproximadamente 651 TWh).

Las áreas más prometedoras están en la costa norte. Sin embargo, la uniformidad de colores que llama la atención en los mapas que indican los recursos eólicos del estado no deja lugar a dudas: todo Potiguar en alta mar es un oasis. El estado también tiene mucha energía solar.

Los datos y análisis fueron divulgados este martes (20), en la Casa da Indústria, en Natal, durante la presentación del nuevo Atlas Eólico y Solar del Estado. El documento es resultado de un Término de Colaboración firmado entre el gobierno, a través de la Secretaría de Estado de Desarrollo Económico (Sedec), y la Federación de Industrias (FIERN), ejecutado por el SENAI-RN, a través del Instituto SENAI de Innovación en Energías Renovables ( ISI-ER).

Atlas

El Atlas Eólico y Solar de RN señala dónde están las mejores zonas del estado para la energía eólica y solar. Trae textos, mapas y otras imágenes con información inédita sobre el potencial del estado y las regiones más prometedoras para inversiones en tierra, mar y, en el caso de la energía solar, también en lagos, embalses y represas monitoreados por la Agencia Nacional de Agua y Saneamiento Básico (A-N-A). Es el primer levantamiento con datos disponibles al público en alta mar en Rio Grande do Norte. Y también el primer Atlas de energía solar en el estado.

En el caso de la energía eólica terrestre, el documento señala un potencial eólico, es decir, capacidad instalable en tierra, de 56 Gigavatios (GW), con vientos superiores a los 7 metros por segundo (m/s) y considerando una altura de 100 metros – compatible con la media de aerogeneradores existentes en los parques eólicos actuales. El parámetro es el mismo que se utilizó en el primer Atlas Eólico de Potiguar, publicado hace dos décadas, en 2003. Pero no fue el único utilizado.

“Los análisis presentados en este trabajo consideran alturas de hasta 200 metros y mediciones realizadas por un conjunto de estaciones que instalamos en el campo, incluyendo una torre de 170 metros, la más grande de Brasil, seis estaciones solarimétricas y una torre costa afuera (en el mar), en Porto-Isla de Areia Branca. El resultado son datos inéditos posibilitados por la evolución de la tecnología utilizada y por técnicas de análisis más avanzadas que las disponibles al inicio de los estudios sobre el sector”, dice el director del SENAI-RN y del Instituto SENAI de Innovación en Energías Renovables, Rodrigo Mello.

El Atlas Eólico y Solar, destaca, es parte de un proyecto más amplio, que también incluyó el lanzamiento de la plataforma http://atlaseolisolarn.com.br/ , que está en línea desde marzo , con un suministro continuo de información recopilada por torres y estaciones, datos meteorológicos instalados en campo, además de otros puestos a disposición por bases de datos oficiales y públicas. La inversión total del gobierno en el proyecto fue de R$ 2,6 millones.

“El nivel de precisión para tomar decisiones de inversión será diferente a partir de ahora. Es una evolución del 100% y con una ventaja más: Los datos se actualizan permanentemente y están disponibles en línea para la sociedad”, dice Mello.

El documento difundido este martes comprende aproximadamente 200 páginas, divididas en ocho capítulos con un panorama contextualizado de las principales fuentes de energía renovable en el estado. La población podrá consultar la versión impresa en la Sedec y descargarla en línea, de forma gratuita, en el sitio web de la Secretaría – haga clic aquí para descargar el atlas. También se distribuirán copias a universidades y bibliotecas públicas.

Promoción

En el análisis de la gobernadora Fátima Bezerra, “el Atlas Eólico y Solar de Rio Grande do Norte es ciertamente el instrumento de planificación más importante para incentivar políticas dirigidas a las energías renovables”.

“Lleva a nuestro estado a un nivel aún más alto en la agenda global de energía renovable y brinda a los inversionistas y centros de investigación acceso a los parámetros necesarios para la toma de decisiones. Es una promesa que cumplimos con mucho orgullo y trabajo. Algo construido por varias manos e ideas, llevado adelante gracias a las alianzas. Es la unión de esfuerzos lo que, hoy, permite una mayor disponibilidad de datos para los inversionistas, lo que seguramente se revertirá en el desarrollo económico y social”, dijo Fátima.

El presidente del Sistema FIERN, Amaro Sales de Araújo, destaca que la energía renovable es una de las principales actividades económicas de Rio Grande do Norte, con potencial para ser uno de los motores del desarrollo de Rio Grande do Norte y garantizar, para la El Estado, un papel estratégico en el desempeño del país en la producción de energía.

“FIERN es un gran partidario del crecimiento de las energías renovables y ha estado participando efectivamente en este esfuerzo. El Instituto SENAI de Innovación en Energías Renovables es prueba de ello, siendo un Instituto de referencia en el desarrollo de soluciones para los diversos actores de la cadena de la industria renovable. Por eso, con mucho orgullo, desarrollamos el Atlas Eólico y Solar del Estado de Rio Grande do Norte”, dijo el presidente,

Jaime Calado, Secretario de Desarrollo Económico, Ciencia, Tecnología e Innovación definió el Atlas como “un hito para Rio Grande do Norte y para Brasil”. “Tanto es así que otros estados están buscando a FIERN e ISI para hacer Atlas similares a los nuestros. Así que pueden llamarlo un nuevo “mapa de minas” o “camino de piedras” para que inversionistas de todo el mundo vengan a invertir aquí en nuestro estado”, agregó.

El Proyecto fue desarrollado con la participación de Camargo Schubert Wind Engineering, empresa responsable de la elaboración del primer Atlas Eólico de RN, publicado en 2003.

“Traemos mediciones y estamos poniendo los datos a disposición de inversionistas, de la comunidad científico-académica y de la sociedad en su conjunto, con herramientas que subsidian la prospección de nuevas áreas para la instalación de proyectos eólicos y solares”, dice la investigadora Mariana Torres, del ISI -ER, coordinador del Atlas Eólico y Solar.

Energía eólica terrestre

El potencial de generación eólica en Rio Grande do Norte, en tierra, es considerado en el Atlas a partir de velocidades de viento de 7 metros por segundo – el mínimo requerido para posibilitar la instalación de proyectos – e incluso de 7,5 y 8 metros por segundo (m /s).

También hay cuatro alturas evaluadas: 100, 120, 140 y 200 metros, números que recogen la altura media registrada actualmente en los aerogeneradores (120 metros) y la evolución tecnológica prevista en el sector para los próximos años.

Según los datos, el potencial eólico, o capacidad instalable, aumenta con la altura y alcanza unos 94 GW a 200 metros de altura.

Los datos del Atlas consideran solo áreas aptas, es decir, excluyen áreas que ya están en producción y áreas con restricciones para la implementación de proyectos, como las de conservación ambiental.

Producción

En zonas con velocidades de viento superiores a 8 m/s, a 200 metros, más del 26% del territorio del Estado se indica con condiciones óptimas para la generación eólica.

Medidas por encima de los 140 metros, a la misma velocidad, indican una capacidad instalable de 24,4 GW, el doble de la actual capacidad instalada y contratada de la RN, de 12,2 GW.

La producción anual de energía en estas condiciones se estima en 104 TWh/año, lo que representa más del 70% de toda la energía eléctrica generada en la región Nordeste en 2021 (147 TWh) y más de 4 veces la energía eólica generada actualmente en el estado (24 TWh ). Si se eleva la altura a 200 metros, este valor sube a 286 TWh/año.

En el análisis de los investigadores, este potencial “debe incentivar la implementación de nuevas líneas de transmisión e incentivar la instalación de proyectos orientados al libre mercado que puedan generar energía a un costo competitivo, capaces de incentivar la instalación de nuevas industrias en el estado y fomentar la creación de nuevos puestos de trabajo”.

Áreas de expansión

El estudio muestra que “el Estado tiene muchas áreas aptas para expandir el potencial eólico. Se destacan las regiones inmediatas – definidas por el Instituto Brasileño de Geografía y Estadística (IBGE) – de Açu y Mossoró, Currais Novos, João Câmara y Natal, identificadas como aquellas con las mayores áreas aptas para el desarrollo de nuevos proyectos”.

La región inmediata de Natal se presenta como la más promisoria. La zona, según el Atlas, “tiene un gran potencial de desarrollo eólico a una altura de 200 metros, siendo más de la mitad de estas áreas potencialmente viables para la instalación de parques eólicos en el futuro”.

En la llamada área intermedia de Natal, que comprende 75 municipios, que suman más del 24% del territorio del estado, la capacidad instalable para proyectos de energía eólica oscila entre 35 GW y 51 GW, la mayor del estado. Además de la región inmediata de Natal, también se destaca João Câmara.

Energía eólica marina

El potencial de Rio Grande do Norte para energía eólica marina (en el mar), considerando solo áreas aptas, alcanza los 54,5 GW y sería suficiente para generar aproximadamente ⅓ de toda la electricidad brasileña en 2020 (aproximadamente 651 TWh, según la Empresa de Investigación de Energía – EPE , en 2021).

Las áreas con mayor potencial eólico se encuentran en la Costa Norte, donde la capacidad instalable se estima en 32,8 GW, lo que representa el doble de la estimación oficial del gobierno brasileño en el Plan Nacional de Energía, documento que brinda proyecciones hasta el año 2050.

Precisamente en esa región costera se concentran los primeros complejos offshore registrados en el Ibama para licenciamiento en el estado, observa Mariana Torres, investigadora del ISI-ER.

Atlas destaca que Rio Grande do Norte tiene las mejores ubicaciones para la generación de energía eólica marina, la nueva frontera por explorar en el sector de la energía eólica. También destaca que el estado se destaca por su ubicación privilegiada, combinada con una extensa plataforma continental, con profundidades adecuadas para la instalación de aerogeneradores.

La evaluación se realizó considerando diferentes niveles de batimetría (profundidad), totalizando 24 millas náuticas en un rango de 2 km a 45 km de la línea de costa. Los resultados también fueron separados considerando la parte del mar al norte del estado (costa norte) y la parte del mar al este.

“Abordamos el punto de vista offshore con mucha más profundidad, con alturas y parámetros que no están contemplados en otros Atlas de Brasil. Aportamos desde aspectos infraestructurales hasta aspectos medioambientales. Es el primer Atlas en el que también se abordan aspectos oceanográficos que marcarán la diferencia para los proyectos offshore. Ya tenemos una perspectiva, aunque sea preliminar, sobre el tema del sustrato marino, que marcará la diferencia para la prospección, para que el emprendedor ubique las mejores áreas y haga todos los trámites necesarios”, observa el coordinador del proyecto.

Energía solar

Rio Grande do Norte tiene una potencia instalable de 82 Giga Watt pico (Gwp) para generación centralizada de energía solar –  generación que incluye proyectos por encima de 5 Megawatts (MW),

como grandes centrales eléctricas . El valor de la potencia estimada es más de 2,5 veces el consumo eléctrico de todo el Nordeste de Brasil en 2019. La cifra asciende a 57 GWp de capacidad instalable si se consideran solo los terrenos llanos, lo que correspondería a aproximadamente 25 veces el consumo total de energía en el estado en 2019.

En general, todas las áreas de RN son muy prometedoras para la generación centralizada de energía, según el Atlas. La comarca intermedia de Mossoró aparece, no obstante, como destaque, con más del 50% de la capacidad total instalable.

El Atlas también destaca que las condiciones favorables en el estado pueden viabilizar proyectos híbridos eólico-solar en municipios que ya tienen muchos parques eólicos en operación, como regiones como João Câmara y Mossoró.

Los investigadores también evaluaron la integración en represas y lagos monitoreados. Los estudios consideraron el 10% del área útil en un conjunto de embalses e identificaron una capacidad instalable de 5,4 GWp, lo que equivale al 80% del consumo residencial, comercial, rural e industrial en 2019.

Para la generación distribuida -el frente del sector que engloba los sistemas de generación de energía para micro, pequeños y medianos hogares y establecimientos comerciales e industriales- el potiguar potencial también se presenta como “abundante”. El potencial de capacidad instalable es de más de 718 megavatios pico (MWp), el doble de lo que, en 2022, se instale en el estado. “En este escenario”, estima el Atlas, es posible generar entre 1 y 1,3 TWh de energía, lo que representa casi el 20% de la energía consumida en el estado en 2019”.

El documento también proporciona proyecciones sobre el uso de energía solar en propiedades públicas.

El atlas del gobierno y FIERN muestra la abundancia de fuentes solares y oasis en alta mar.

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Y-TEC y Catamarca firman acuerdopara para instalar fábrica de baterías de litio

El gobernador de la provincia de Catamarca, Raúl Jalil y los presidentes de YPF, Pablo González, y de Y-TEC, Roberto Salvarezza, firmaron un convenio marco de colaboración para crear en la provincia una planta de fabricación de celdas, baterías de ion-litio y material activo.

“Este acuerdo permite potenciar el trabajo que venimos desarrollando desde Y-TEC que tiene como objetivo principal generar el conocimiento para que las provincias productoras puedan utilizar esta tecnología para agregarle valor al litio en sus propios territorios” afirmó el presidente de YPF, Pablo González.

Por su parte, el gobernador destacó que “hoy es un día histórico en el que Catamarca acompaña con el litio la transformación de la matriz energética. Y esto también tiene que servir para cambiar la matriz productiva de Catamarca y generar más actividad y empleo”.

Además, recordó que “antes, hubo una política de vaciar YPF. Hoy nosotros reafirmamos que Catamarca tiene una empresa provincial que pudo asociarse con YPF para desarrollar proyectos productivos”.

En tanto, el presidente de Y-TEC, Roberto Salvarezza, destacó que “Catamarca ha estado muy presente en materia de litio. Aquí tenemos nuestro primer proyecto exploratorio de litio junto a CAMYEN”. Además, resaltó la importancia del agregado de valor a la producción minera, al señalar que “somos dueños del recurso y
debemos darle valor al carbonato catamarqueño. La planta emplea insumos nacionales como este carbonato,con el que podemos producir 3 mil baterías. Vamos a tener dos proyectos muy importantes en Catamarca” ,
concluyó.

En este sentido, el ministro de Minería, Marcelo Murua, explicó que la firma del convenio marco establece crear dos plantas donde Catamarca comience a desarrollar el material activo para las baterías y empezar a producir celdas para la generación de energía estacionaria, que cuenta con una alta demanda actual y permanente en la provincia.

El funcionario comentó que desde Catamarca viene trabajando junto a Y-TEC. aportando la materia prima de carbonato de litio para el funcionamiento de la planta piloto ubicada en el partido de Berisso, provincia de Buenos Aires. “Ahora, a través de la transf erencia tecnológica realizada por Y-TEC, Catamarca podrá desarrollar su propia f ábrica para producir el material activo (LFP: Litio, Hierro y Fosf ato) y celdas de baterías
necesarias para la generación de energía estacionaria”.

Del acto también participaron el vicegobernador, Rubén Dusso; la senadora nacional, Lucía Corpacci, el Intendente de la capital, Gustavo Saadi, el vicepresidente de YPF Litio, Hernán Letcher y la presidenta deCAMYEN, Susana Peralta, entre otros funcionarios y funcionarias.

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Central Puerto invierte US$ 70 millones para desembarcar en el negocio forestal

Central Puerto, empresa líder en producción de energía eléctrica a nivel nacional, adquirió activos forestales del Grupo Masisa en Argentina, compañía de negocios forestales. Esta operación por U$S 70 millones representa la mayor transacción en el sector forestal de los últimos 30 años en el país.

Central Puerto es una empresa de capitales nacionales que cuenta con una trayectoria de más de 100 años en la industria energética. A partir del impulso de sus principales accionistas – Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany- diversificó sus negocios y adquirió los activos forestales de Masisa en el país.

De esta manera, la empresa se convierte en la principal empresa argentina en el sector forestal, mercado en el que mayormente operan compañías de capitales extranjeros.

En basa a esto, Fernando Bonnet, gerente general de Central Puerto afirmó «en Central Puerto hemos tomado la decisión estratégica de invertir en todas aquellas industrias en las que el país presenta claras ventajas comparativas. Es así que nos complace anunciar la adquisición de los activos forestales de Masisa en Argentina”.

La compañía sigue dando pasos para el fortalecimiento de su presencia en Argentina. En ese sentido, Bonnet agregó: “Estamos analizando alternativas de inversión alineadas con la tendencia mundial de desarrollar proyectos innovadores que elevan el desempeño ambiental de las empresas y contribuyen a los objetivos globales de descarbonización”.

La iniciativa

La adquisición de los activos forestales de Masisa Argentina implican la incorporación de más de 72.000 hectáreas de campos con potencialidad forestal, distribuidos entre las provincias de Entre Ríos y Corrientes, de las cuales aproximadamente unas 43.000 hectáreas se encuentran plantadas con eucalipto y pino.

Argentina tiene una de las tasas de crecimiento más altas no solo de la región, sino del mundo: los árboles crecen aproximadamente diez veces más rápido que en el hemisferio norte.

Es por eso que el sector forestal en el que ingresa Central Puerto proporciona uno de los negocios con mayores ventajas competitivas y mayor potencial de crecimiento como generador de divisas de la Argentina. También puede significar una fuente de oportunidades de negocio futuras ligadas a bonos de carbono y generación de energía con biomasa.

La entrada Central Puerto invierte US$ 70 millones para desembarcar en el negocio forestal se publicó primero en EconoJournal.

, Redaccion EconoJournal

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Prohíben el suministro de crudo ruso a los países que impusieron tope al precio

El presidente de Rusia, Vladímir Putin, firmó este martes el decreto de la respuesta de Moscú al tope al precio del petróleo ruso impuesto por los países del G7, la UE y Australia. Tras el decreto, dejará de vender crudo a las naciones que se han sumado a la medida.

Los países del G7, la UE y Australia acordaron a principios de diciembre establecer un límite de 60 dólares por barril al precio del crudo ruso. Disparada del precio.

El decreto entrará en vigor el 1 de febrero de 2023 y permanecerá vigente hasta el 1 de julio de 2023.
Menos de una hora después de la publicación del documento, los precios del petróleo se han disparado. Así, el crudo Brent subió a 86 dólares el barril por primera vez desde el 5 de diciembre, según datos de la bolsa londinense ICE.

A principios de diciembre, los países del G7, la UE y Australia acordaron imponer un tope de 60 dólares por barril al precio del petróleo ruso transportado por mar. Los promotores de la medida pretendían “restringir la principal fuente de ingresos” de Rusia para su operativo militar en Ucrania, “preservando al mismo tiempo la estabilidad del suministro energético mundial”, según indicó la secretaria del Tesoro de EE.UU., Janet Yellen.
El Gobierno ruso ha calificado en reiteradas ocasiones la iniciativa occidental como una “medida antimercado” que “puede complicar considerablemente la situación en los mercados energéticos mundiales”, y advirtió que “no planea suministrar” petróleo a los países y compañías que se unan a la limitación de su precio.

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MEGSA-CAMMESA: 23 MMm3/día adicionales del 1 al 15 de enero. PPP U$S 2,85

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó un nuevo concurso de precios, solicitado por CAMMESA, destinado a recibir ofertas por parte de los Productores que habiendo sido adjudicados en el Plan Gas.Ar (PG) contaran con volúmenes adicionales para usinas generadoras.

Se registraron 12 ofertas por un volumen total de 23 millones de metros cúbicos día, y un Precio Promedio Ponderado de 2,85 dólares el Millón de BTU.

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

Los contratos generados están destinados al aprovisionamiento entre el 01/01/2023 y el 15/01/2023.

Del total de ofertas 7 correspondieron a productores en Neuquén, por un total de 10,5 MMm3/día y precios de entre 2,69 y 2,99 dólares el MBTU.

Otras 3 ofertas fueron desde productores en Tierra del Fuego, totalizaron 9 MMm3/día y a precios de entre 2,77 y 2,81 dólares el MBTU.

Una oferta adicional fue de un productor en Santa Cruz, por 2 MMm3/día a U$S 2,83 el MBTU, y otra única oferta llegó desde Chubut, por 1,5 MMm3/día, a un precio de U$S 2,88 el MBTU.

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Vaca Muerta: Neuquén le otorgó la concesión del área Puesto Parada a Tecpetrol

El gobierno de la provincia del Neuquén otorgó una nueva concesión de explotación no convencional de hidrocarburos (Cench), a Tecpetrol como operadora y titular del área. Se trata de Puesto Parada, que cuenta con una superficie de 159 kilómetros cuadrados. Desde la compañía informaron que el objetivo será perforar 164 pozos e invertir durante toda la concesión alrededor de 2.500 millones de dólares.

El acto fue presidido por el gobernador de la provincia, Omar Gutiérrez y contó con la participación del vicegobernador, Marcos Koopmann; el intendente de Neuquén, Mariano Gaido; el ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro, el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous y el vicepresidente de la Cuenca Neuquina y Vaca Muerta, Martín Bengochea.

El mandatario provincial agradeció la confianza “de Tecpetrol para invertir en Neuquén” y recalcó que “el trabajo articulado entre municipios, provincia, empresas y trabajadores nos ha permitido disminuir a la mitad la tasa de desempleo en la provincia, llegando prácticamente a los niveles que teníamos antes de la pandemia”.

En esa misma línea, remarcó que «el área concesionada se expande hacia Plottier y Senillosa, lo que permite impactar territorialmente en distintas economías, localidades y pueblos”.

Asimismo, Gutiérrez aseveró “esta compañía está diversificando el objeto de su desarrollo hidrocarburífero en la cuenca neuquina. Está apostando al desarrollo del petróleo no convencional, a partir de toda la curva de aprendizaje que ha desarrollado en materia de gas». «Sin lugar a dudas, es un jugador decisivo, fundamental, y estratégico, socio y aliado en la provincia, que ha permitido que este año en el país haya gas”, aseguró.

También expresó «llevamos adelante las distintas gestiones tendientes a lograrlo. Sin lugar a dudas creímos en un trabajo articulado, en equipo y esto es lo que posibilita que ahora Tecpetrol diga presente en el desarrollo del petróleo no convencional».

Además, el gobernador indicó que la empresa “no solo está desarrollando los caños que habrán de permitir la construcción y la apertura el 20 de junio de 2023 del gasoducto Néstor Kirchner, sino que también está proveyendo los caños para la construcción del nuevo oleoducto de Oldelval a Bahía Blanca«. «De la misma manera somos auspiciosos y positivos con las últimas pruebas que se están desarrollando del oleoducto de Otasa a Chile, que permitirá que nuevamente podamos transportar aproximadamente 115 mil barriles de petróleo a Chile”, puntualizó.

Por último, Gutiérrez destacó que “YPF habrá de alcanzar en julio del año que viene el autoabastecimiento y no tendrá que importar más petróleo, y en principios de 2024 podemos alcanzar al autoabastecimiento en materia de gas”.

Inversión

Por su parte, el vicegobernador Marcos Koopmann, destacó la seguridad jurídica que ofrece la provincia de Neuquén y afirmó que eso es lo que “nos está permitiendo las distintas concesiones con contratos de 30 o 35 años, que el resto de la República Argentina no se lo da, porque el país está pasando por momentos de inestabilidad, de inseguridad jurídica, de inseguridad política y económica que trae consecuencias en lo social”. “La provincia de Neuquén va marcando el rumbo y el destino de nuestra República, ya no somos una oportunidad, somos una realidad”, afirmó.

En tanto, el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, afirmó “tenemos previsto, al menos, perforar 164 pozos, invertir durante toda la concesión alrededor de 2.500 millones de dólares. En una primera etapa estamos previendo una inversión cercana a los 500 millones de dólares para poner en marcha esta producción de Puerto Parada para poder llegar a una producción de, al menos, 15 mil barriles”. A su vez, agregó que “si los resultados son buenos podemos, inclusive, duplicar esta producción y llegar a los 30 mil barriles de petróleo”.

El ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro, recordó que “hubo récord en exportaciones con 20 millones de barriles de petróleo y también se exportó el seis por ciento de nuestra producción de gas, sumando 2.500 millones de dólares de exportaciones al país cuando hace dos años no exportábamos hidrocarburos”. También sumó que “también alcanzamos un récord de actividad en Vaca Muerta, con cerca de 400 pozos perforados”.

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Las claves del Foro CAPIPE Energías Argentinas que se realizará en Comodoro Rivadavia

La Cámara Argentina de Proveedores de la Industria Petro Energética (CAPIPE) realizará en Comodoro Rivadavia el Foro CAPIPE Energías Argentinas 2023. “La idea que persigue el foro es asociar compañías y procesos. Hoy en día los desarrollos se hacen en cooperativismo y no de forma individual”, señala Leandro Capasso, presidente de la cámara.

El evento se desarrollará del 29 al 31 de marzo de 2023 y contará con siete pilares:

Hackathon Challenge: espacio para el intercambio y la búsqueda de soluciones de forma colaborativa.
Talk Tanks: espacios de debate
Mujeres en la industria: la importancia de construir ámbitos abiertos a la diversidad y la inclusión
Foros de estrategias con visión sectorial
Foros técnicos para mejores prácticas
Foro Líderes del Futuro vinculado a los nuevos talentos.
Sesiones business-to-business.

¿Cuál es la visión de este Foro? ¿Por qué eligen realizarlo en Comodoro Rivadavia? -le preguntó EconoJournal a Capasso.

-CAPIPE hizo tres exposiciones consecutivas. Ahora, con este foro quisimos hacer un cambio, algo más disruptivo para entender a la energía como un todo. Está el Oil & Gas, la minería, renovables, el proceso de transformación energética que todos tenemos que atravesar, entonces la idea fue entender eso y ver cómo podíamos ayudar. Queremos hacer un evento que no sea una exposición. Para esto, realizamos varias plataformas en donde armamos un hackathon, un foro técnico, uno estratégico, un lugar para las empresas de la industria, otro para líderes del futuro, y sesiones B2B y desarrollo de inteligencia.

Serán reuniones abiertas. YPF, Tecpetrol, Pan American Energy y Total Energies ya están trabajando con nosotros hace varios meses. Cada tres semanas nos juntamos para desarrollar estos puntos de los cuales ellos van a ser parte. La idea del evento es tratar de que las PyMES tengan cercanía con las operadoras, entender los puntos de dolor que tienen ambas y trabajar soluciones en conjunto.

¿Se trabajará en una jornada continua que tendrá un cierre?

-Van a ser cuatro días. El hackathon todos los días va a tener agenda. En él va a haber equipos de trabajo con problemáticas que las operadoras van a poner en consideración. Allí esos equipos van a tener un representante, y el objetivo será abordar las diferentes cuestiones. Los equipos van a estar conformados entre siete y 12 personas, para dar una propuesta. Y a partir de esto se va a evaluar cuáles son las mejores soluciones para la problemática, lo cual lo determinará un jurado. Lo que queremos es la empatía, que trabajen la operadoras con las PyMES, para que el visitante vea que no es un competidor, sino que lo necesita.

Durante cuatro días, el equipo se va a juntar a tratar un tema. ¿Cómo lo van a hacer público para que más personas que van a estar en la feria también estén al tanto, lo conozcan?

-Se presentará el auditorio. Los trabajos se van a trabajar en los stands, y luego se mostrarán las soluciones. A su vez, queremos que el evento sea itinerante, ahora será en Comodoro Rivadavia, el año que viene quizás sea Mendoza, en donde se hará un seguimiento de los trabajos que hicimos. Una de las ideas que nosotros presentamos fue que las auditorias de todas las compañías de las operadoras, sean la misma para todas, para que una PyME no reciba siete auditorias en un mismo año. Esto lo tenemos que encontrar como solución. Para 2024, el lugar en donde se lleve a cabo el foro puede ser Mendoza, Bahía Blanca o Mar del Plata. Será en donde las operadoras traccionen y donde lo institucional de la provincia o región, se apropie del proyecto. Y allí el objetivo será comprobar si hubo avances.

Este 2023 será en Comodoro Rivadavia. ¿Ya se encuentran hablando con la provincia, con la intendencia?

-Estamos trabajando con el ministro de Hidrocarburos de la provincia de Chubut, Martín Cerdá, con intendencia y gobernación de Comodoro Rivadavia. Los proyectos están. En la mesa venimos trabajando hace meses con las operadoras. Esta semana firmaremos con YPF el lanzamiento oficial de CAPIPE Energías y después firmaremos con la provincia y con la intendencia.

Existe una tendencia a hacer algo más grande, con una mirada transversal de la energía, sobre todo en Comodoro Rivadavia, pensarse a futuro. ¿Por qué decidieron ponerle Energías?

-La idea era hacerlo amplio. En el pasado teníamos el sesgo de Oil & Gas. Entendemos que vamos hacia la transición, que tenemos que sumar a los diferentes actores y que creemos que las PyMEs se tienen que interiorizar de lo que viene, y que los otros sectores deben tener una oferta al alcance que estas empresas le puedan dar. Por eso quisimos hacerlo global. Para dar un ejemplo, hay que tomar a la minería. Más allá de ciertas cuestiones, no es muy diferente su proceso de extracción de Oil & Gas, en tipos de equipamiento, tecnologías, etc. Entonces, si tenemos una industria PyME trabajando hace 80 o 100 años y empresas que también cuentan con más de 100 años en el mercado, trabajando para el Oil & Gas, la idea es adecuar los procesos e incluir.

¿El foro estratégico va a cumplir ese objetivo?

-En el foro estratégico las PyMES van a estar de escucha. Vamos a traer a especialistas que se encuentran trabajando en transición, quienes van a exponer lo que viene en las compañías. Minería también va a estar presente, junto con hidrógeno verde. En la otra mesa, la de las sesiones B2B, la idea es mostrar lo que se puede ofrecer.

¿Cómo funciona ese esquema?

-El B2B va a tener una aplicación que va a ser entre cliente y proveedor en una reunión cerrada, en una mesa de trabajo, agendada por una plataforma. Allí no queremos que la reunión sea en una sala en un stand, va a haber un lugar para que se lleve a cabo.

Este concepto de que sea todo abierto, es algo que está fluyendo y la mayoría de las empresas se encuentra trabajando de esta manera. ¿Qué es lo que pensaron en ese plano?

-Creo que el esquema ha caducado, y si se hacen números no tiene lógica invertir en un stand. No se recupera. En lo que es la industria de las reuniones ya dicen que caducó. La única forma de buscar un éxito para el que está como sponsor, o el que participa abonando el metro cuadrado, es darle valor agregado. Por eso decidimos hacerlo abierto, darle contenido, con espacios sinérgicos. Queremos hacer algo institucional generando un lugar, un living, en donde se pueda tener una charla y que allí puedan acceder las personas.

También hay otros ejes, como incentivar el rol de la mujer en la industria.

-Tenemos speakers sobre ese eje que hablarán sobre el sector, el desarrollo, las ideas y las ventajas. Respecto a lo que refiere a liderazgos en el futuro, estamos trabajando con Idea Joven que nos va a acompañar.

¿Habrá algún otro eje?

-Sí, también estará toda la parte de desarrollo de inteligencia, en donde se abordará todo lo que viene en materia de transformación tecnológica y lo que hay para desarrollar. Allí también habrá speakers que hablarán sobre lo que se proyecta sobre esto y cómo podríamos implementar todo ello en las PyMES, para entender que hay fases de aplicación, con resultados positivos.

Cuando piensan en realizar este tipo de eventos, ¿por qué una empresa de servicios regional debería estar presente?

-Hay que entender que todavía hay mucho desarrollo. En Comodoro hay muchos proyectos de pozos maduros, para seguir trabajando. Hay tecnologías nuevas que se pueden empezar a implementar para exprimir la producción de ese petróleo, soluciones que puedan darle valor a eso. Creo que la pata local tiene que estar porque a todo eso se le tiene que dar materiales, servicios, logística. Pienso que, en este caso, Comodoro tiene posibilidad de volver a tener un rol fundamental en la cadena de energía. Se trata de entender que este lugar necesita una oferta externa para asociarse en trabajar en conjunto y desarrollar.

Creo que hay oportunidades y va a haber valor ahí. El que está fuera de Comodoro necesita al local y la pata local necesita financiamiento, desarrollo de tecnología, de negocios. Hoy en día los desarrollos futuros, se hacen en cooperativismo y no de forma individual. La forma a futuro de negocio es esa. Hoy al entender que la cadena de valor está complicada, se presenta que lo mejor es minimizar riesgos con estructuras livianas, asociar de forma cooperativa y desarrollar eso. Así se maximiza el rendimiento. Si hay unión se puede lograr de manera fácil el objetivo.

En esto de asociar compañías y procesos, desde Total Energies nos propusieron que el próximo CAPIPE Energía sea en Tierra del Fuego. La compañía allí está con el Proyecto Fénix y va a invertir en lo que es Río Cullen. La compañía necesita equipos y si Comodoro Rivadavia o Río gallegos lo tiene desarrollado estaría mucho más cerca del que se encuentra, por ejemplo, en Santa Fe.

En Tierra del Fuego hay un canal que comunica con dos océanos, comercialmente, si haríamos planta de gas natural licuado (GNL), estaríamos abiertos al mundo, sería estratégico. Debemos comenzar a pensar en forma estratégica y entender que uno no puede hacer todo, si lo hace el riesgo es altísimo.

¿Algún mensaje que quiera compartir sobre lo que es el foro CAPIPE Energías?

-Será un foro abierto, de trabajo. La idea es entender cuál es la transición energética, ver lo que se viene, analizar cómo las PyMES pueden acoplarse a ese trabajo, cómo buscar asociatividad y entender que es un foro en donde las operadoras están abiertas para hallar los puntos de dolor que tienen y dejarnos participar en ello.

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Aires acondicionados: Cómo tolerar el calor y ahorrar en los consumos

¿Cómo saber cuál es el aire acondicionado que mejores prestaciones ofrece? ¿Cuál enfría más? ¿Cuál consume menos? Son algunos de los interrogantes que pueden surgir a la hora de adquirirlos. Frente a este escenario, las etiquetas de eficiencia energética cumplen una gran función y son obligatorias.

El etiquetado le permite al público comparar y decidir entre diferentes opciones, aquella que, a igual prestación, le asegure menor costo en energía durante toda su vida útil. Si se tiene en cuenta el valor de la energía y que el uso, este ahorro se torna significativo.

En términos generales, todas las etiquetas se componen de dos partes: la superior, más visual, constituida por barras horizontales de colores en escalera descendente donde cada «escalón» representa un nivel de eficiencia energética. Y luego, la parte inferior, que apunta a su funcionalidad o desempeño.

En el caso de los aires acondicionados, existen dos etiquetas distintas que varían según el equipo sea de tipo dividido (on-off o inverter) o compacto. En el primer caso, se califica la eficiencia energética (EE) mediante un sistema comparativo que se compone de 7 clases identificadas por las letras A+++, A++ y A+, A, B, C y D, donde la letra A+++ se le adjudica a los aparatos más eficientes y la D a los menos eficientes. En el segundo, las clases también son 7, pero su escala va de la «A» a la «G», donde la letra «A» corresponde a los productos más eficientes y la «G» a los menos eficientes.

A su vez, como se puede observar en la siguiente infografía, la etiqueta indica también su capacidad de acondicionamiento, las prestaciones del equipo (si es solo refrigeración o refrigeración y calefacción) y el consumo de energía anual en cada modo, entre otros.

Eficiencia

En nuestro país, desde el año 1999 la ex Secretaría de Industria, Comercio y Minería estableció por medio de la resolución Nº 319/99 la obligatoriedad de la etiqueta de eficiencia energética en artefactos eléctricos de uso doméstico: lámparas compactas, refrigeradores, acondicionadores de aire, motores, lavarropas, TV, termotanques, hornos microondas y balastos. A su vez, determinó que estos productos deben ir acompañados por una ficha informativa que amplíe los puntos presentes en la misma. Asimismo, se ha resuelto que los productos deben ofrecer un valor mínimo de eficiencia energética. Por debajo de esos niveles, está prohibida su comercialización. Para aires acondicionados la clase mínima para refrigeración es de tipo A y para calefacción de tipo C.

Para favorecer la concientización acerca del uso responsable de la energía desde IRAM (Instituto Argentino de Normalización y Certificación) han desarrollado un portal exclusivamente dedicado al tema. El sitio www.eficienciaenergetica.org.ar fue pensado para aportar información de valor a la sociedad, ya que detalla cómo leer las etiquetas de EE en los artefactos eléctricos que representan un mayor consumo: aires acondicionados, heladeras, lavarropas eléctricos, y artefactos de iluminación, entre otros.

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Argentina negocia concluir dos años antes el contrato de gas con Bolivia

Argentina negocia con Bolivia la conclusión del contrato antes del 2026 y el mismo volumen de este año para 2023: 14 Millones de metros cúbicos MMm3/d en invierno. El presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen, confirmó que están en negociaciones, pero no brindó mayores detalles.

La secretaria de Energía de Argentina, Flavia Royón, dijo que están en negociaciones con autoridades bolivianas del área energética para concretar ese volumen que se destinará a las provincias del Noroeste.

Royón mencionó que se evalúan alternativas para el abastecimiento en el invierno en caso de que Bolivia no esté en condiciones de enviar 14 MMm3/d.

“Importaríamos energía eléctrica de Brasil o Chile, pero sería un problema para Argentina”, respondió textualmente la autoridad argentina en contacto telefónico.

El requerimiento de gas natural por el país vecino es similar al volumen que estaba incluido en la sexta adenda que establecía la provisión de 14 MMm3/d de gas natural firmes en los meses de invierno e incluso dando prioridad a la Argentina por hasta 18 MMm3/d en total para el periodo mayo a septiembre del año que culmina.

Royón reveló que se negocia también la conclusión del contrato de compraventa de gas natural con Bolivia hasta el 2024, tomando en cuenta que la construcción del gasoducto Néstor Kirchner, en su segunda etapa, estará operable en el segundo semestre de ese año.

El tendido de este ducto será financiado por el Banco Nacional de Desarrollo de Brasil (Bndes) de $us 689 millones para la culminación del segundo tramo que se empalmará a otros gasoductos para la exportación de gas natural desde Vaca Muerta.

“A Brasil se exportará por otros gasoductos a la altura del Noreste argentino (NEA)”, mencionó Royón, al decir que existe la probabilidad de vender gas argentino por la infraestructura de Bolivia a partir del 2025.

Hace tres días el ministro de Economía, Sergio Massa, se reunió con el designado ministro de Hacienda del nuevo gobierno de Brasil, Fernando Haddad, en su casa en São Paulo para hablar sobre la futura exportación.

El geólogo y analista Gustavo Navarro comentó que el Bndes otorgará el crédito a Argentina para consolidar otra vez por 30 años de autonomía energética y algo muy parecido a lo que hizo con Bolivia sabiendo las bondades de los megacampos de San Alberto y Sábalo en Tarija.

“Se realizó la transferencia anticipada de información/estudios al respecto con lo cual también aseguraron abastecimiento para sus industrias y el Bndes financió el ducto de Gas Transboliviano (GTB). Negocios son negocios”, indicó.

A su vez, el presidente del Instituto Argentino de Energía ‘General Mosconi’, Jorge Lapeña, es optimista de que Argentina seguirá comprando gas boliviano unos años más porque cuando se construya la tercera etapa del gasoducto Néstor Kirchner, que incluye la reversión de flujo del ducto del Norte, se podrá prescindir del energético desde Bolivia.

En su opinión, eso no ocurrirá antes de los tres años que se contabilizan desde ahora.

Mientras Fernando Leiter, socio de Gas Energy, dijo que no se puede dejar de mencionar dos proyectos de Argentina que, de llevarse a cabo, darían otra fuente de evacuación de gas natural y de exportación como lo son el proyecto de YPF con Petronas, por un lado, el de TGS con Excelerate Energy, por el otro, sin olvidar que nuevamente se está explorando la posibilidad de llevar gas natural a Brasil a través de la infraestructura existente en Bolivia.

Bolivia podría perder dos mercados si se consolida la exportación de gas natural al mercado de Brasil por parte de Energía Argentina y esa empresa deja la dependencia del gas boliviano, como se pretende acortar la vigencia del contrato de compraventa que vence en 2026.

Precio récord

YPFB registró un precio récord de $us 20 el millón de la Unidad Térmica Británica (BTU) en la venta de gas natural a Argentina durante el invierno de 2022, monto nunca antes alcanzado en la relación comercial con el vecino país, informó el ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina.

“Nunca antes se había vendido a este precio, ya que el máximo en años anteriores había sido de $us 10 y $us 11”, destacó la autoridad el ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Franklin Molina. Con el nuevo precio se generó alrededor $us 100 millones adicionales.

 

Fuente: https://eldeber.com.bo/economia/argentina-negocia-concluir-dos-anos-antes-el-contrato-de-gas-con-bolivia_308921

 

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Por Vaca Muerta, las exportaciones de petróleo de Argentina son las más altas en una década

La mayor producción de petróleo de Vaca Muerta no solo llevó a que el nivel de extracciones del país fuera en octubre el más alto de los últimos 13 años, sino que también marcó un récord de actividad en Puerto Rosales, en donde el volumen de las exportaciones trepó un 187% en relación con el año pasado.

De acuerdo a la información oficial brindada a Energía On por el Consorcio de Gestión del Puerto Coronel Rosales, hasta el mes pasado pasaron por el complejo un total de 11.472.273 toneladas de crudo con destino tanto al mercado nacional como al exportador.

Pero las proyecciones del cierre del año en ciernes son aún más alentadoras, dado que se espera que el 31 de diciembre se llegue a un total de crudo removido de 12.515.207 toneladas. Este volumen representa un salto del 34,28% sobre el nivel total de actividad que se tuvo en 2021, un año que ya había tenido un enorme crecimiento.

“No tengo el histórico completo de actividad, pero sí tenemos que es el movimiento más alto en los últimos 13 años del puerto”, aseguró el presidente del Consorcio de Gestión de Puerto Rosales, Rodrigo Aristimuño.

La clave de este mayor movimiento fueron sin dudas las exportaciones, ya que en este caso los guarismos de crecimiento se cuentan en tres cifras.

El dato

28
millones de barriles de petróleo se exportaron desde Puerto Rosales entre enero y noviembre pasado.

Durante el 2021 se exportaron desde Puerto Rosales un total de 1.081.660 toneladas de crudo, algo así como 10 millones de barriles de petróleo. Ese valor se superó hace varios meses en el puerto, y al mes pasado el volumen total de exportaciones fue de 3.104.773 toneladas.

Faltando aún sumar la actividad que se registre en este mes, los registros de Puerto Rosales marcan ya un salto en las exportaciones de petróleo del 187% en comparación con el año pasado.

Y llevan a que el total de las exportaciones de crudo, entre el petróleo liviano de Vaca Muerta mixeado con el clásico Medanito de la Cuenca Neuquina y de los crudos de cortes más pesados de las cuencas del sur, en especial de la Cuenca del Golfo San Jorge, estarían llegando este año a un nivel de 28 millones de barriles.

Apalancadas por los altos precios en el mercado internacional del petróleo, las exportaciones llevaron a la mayoría de las empresas productoras a pisar el acelerador y elevar la producción total del país en octubre a los 618.800 barriles por día.

Pero en este fenómeno no solo los crudos pesados que tradicionalmente se venían exportando desde el país, con el Escalante a la cabeza, tuvieron una buena salida.

Esa mezcla de petróleos de la Cuenca Neuquina que empuja el shale de Vaca Muerta, fue la que tuvo el mayor crecimiento y tan solo desde Neuquén partieron al exterior entre enero y octubre más de 17 millones de barriles.

La mejor aceptación de este petróleo liviano no solo se tradujo en mayores ventas en volumen, sino también en mejores precios, pues a la par de los valores elevados del mercado internacional, el nuevo Medanito + Vaca Muerta logró una mejora fenomenal en el descuento de calidad que le aplicaron sus compradores.

Allá por 2020 cuando fue la falta de demanda nacional la que llevó a que se comenzara a exportar en cantidad el crudo de Vaca Muerta, los compradores extranjeros fueron cautelosos y aplicaron un alto descuento de calidad, de hasta 9 dólares por barril, ante el desconocimiento del detalle fino de este petróleo.

Un año y medio más tarde, el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, destacó que ese descuento de calidad se redujo a solo 1 dólar por barril, marcando la gran aceptación que este petróleo está teniendo en los mercados compradores.

El incremento de los movimientos vinculados al petróleo en el puerto ya derivó en algo que se venía anticipando desde hace un tiempo y que es la ampliación de las instalaciones de la concesionaria de los tanques de almancenamiento y las boyas de carga, Oiltanking Ebytem.

Desde la secretaría de Energía de la Nación se detalló que se dio el visto bueno a la extensión de la concesión a la firma, el paso reclamado para avanzar con un plan de inversión de 311 millones de dólares.

Estos trabajos contemplarán por un lado el incremento de la capacidad de almacenamiento en los tanques terrestres, que más que duplicarán la actual capacidad. En tanto que también están previstas mejoras en las boyas e instalaciones de carga para no solo permitir que los trabajos se realicen más rápidamente -hoy se tarda un día y medio en cargar cada buque- sino también en miras a permitir el ingreso de buques de mayor porte.

En números

311
millones de dólares invertirá Oiltanking Ebytem en la ampliación de sus instalaciones.

Este punto ya había sido observado por el Consorcio de Gestión del Puerto Coronel Rosales, desde donde Aristimuño señaló que “si bien no podemos dar detalles de las obras por un acuerdo de confidencialidad, es claro que para que puedan ingresar buques de mayor tamaño se va a tener que trabajar en la profundización de lo que es el canal de acceso al espejo de agua”.

La posibilidad de que el petróleo de la región se exporte en buques de mayor tamaño implica una ventaja adicional para la exportación dado que el costo del transporte se incrementó considerablemente en los últimos dos años y hace que mientras más chico sea el buque carguero, menos ingresos genera cada barril vendido al exterior.

 

 

Fuente: https://www.rionegro.com.ar/energia/por-vaca-muerta-las-exportaciones-de-petroleo-de-argentina-son-las-mas-altas-en-una-decada-2658986/

 

 

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Auge de Vaca Muerta corre riesgo de desacelerarse por falta de infraestructura en Argentina

El auge de la formación de esquisto Vaca Muerta, en Argentina, que rivaliza con la Cuenca Pérmica de Estados Unidos, corre el riesgo de desacelerarse ante la falta de infraestructura necesaria para alcanzar un desarrollo masivo.

Por eso, el Gobierno ha acelerado la construcción de un importante gasoducto que se proyecta que esté operativo a mediados del próximo año y busca inversiones en nuevas terminales de exportación cerca de Buenos Aires. También está terminando de diseñar una nueva ley que tratará de atraer millonarias inversiones en gas natural licuado (GNL).

El resultado de esta gestión será clave para el futuro de Vaca Muerta, después de años de un desarrollo intermitente.

La formación del tamaño de Bélgica, en la provincia patagónica de Neuquén, alberga la segunda reserva de gas no convencional del mundo y la cuarta de petróleo. Vaca Muerta podría llevar al país a convertirse en un proveedor clave de energía en todo el mundo, que busca alternativas a Rusia, cuya industria energética ha sido fuertemente sancionada tras su invasión a Ucrania.

Pero datos de la industria revisados ​​por Reuters, entrevistas con decenas de ejecutivos, funcionarios locales y nacionales y residentes del pueblo de Añelo, en el corazón de Vaca Muerta, revelan cómo los cuellos de botella – desde tubos hasta sets de fractura y deficientes servicios públicos – amenazan con retrasar los planes del país.

“Los gasoductos actuales están muy llenos”, dijo Pablo Trovarelli, jefe de operaciones de ‘midstream’ en una planta de tratamiento de Transportadora de Gas del Sur (TGS), en Vaca Muerta.

La empresa necesita nuevos ductos para expandir la producción y aumentar la capacidad de la planta de 15 millones de metros cúbicos por día (m3/d) este año a 21 millones de m3/d en 2023.

Trovarelli destacó la construcción del nuevo gasoducto troncal que unirá Vaca Muerta con Buenos Aires, llamado Néstor Kirchner, cuya primera etapa se terminaría a mediados del 2023.

“Si eso no pasa, no puedo ampliarla (la capacidad de la planta), porque no tengo donde inyectar el gas”, agregó.

Datos de la consultora Rystad Energy muestran cómo la producción de petróleo y gas en Vaca Muerta reflejan el límite actual que tienen los tubos. Neuquén produce unos 280.000 barriles por día de petróleo, la capacidad del oleoducto. El gas está en un estado similar con 2.000 millones de pies cúbicos por día.

“La capacidad de transporte podría limitar el crecimiento en el futuro cercano”, dijo el analista de Rystad Andrés Villarroel, quien agregó que se llegó a realizar algunos cargamentos de petróleo a través de camiones.

“A PUNTO DE COLAPSAR”

En el pueblo de Añelo, corazón de Vaca Muerta, los signos de tensión son claros: al lado de las rutas por las que cientos de camiones circulan diariamente, los caminos de ripio permanecen sin pavimentar y muchas de sus casas precarias, construidas apresuradamente, no cuentan con servicios de cloacas ni de agua potable, según los lugareños.

Eso implica un obstáculo para atraer nuevos trabajadores a la ciudad, necesarios para impulsar Vaca Muerta.

“La situación de Añelo está a punto de colapsar”, dijo el intendente Milton Morales, de 40 años, en referencia a la falta de infraestructura de su ciudad, que quintuplicó su población a unos 9.000 habitantes en los últimos cinco años.

“Es irrisorio estar hablando de la potencialidad del desarrollo de Vaca Muerta y las proyecciones que generan los yacimientos que tenemos a espaldas de nuestra localidad, y pensar que Añelo (…) hoy tiene 700 familias sin gas”, agregó.

Desde el Gobierno nacional se ha tomado nota del riesgo que implica la falta de infraestructura para Vaca Muerta, que tiene un rol clave para generar miles de millones de dólares en exportaciones y revertir un déficit de la balanza energética de 5.500 millones de dólares, que golpea a las escasas reservas de divisas que tiene el banco central.

“Vaca muerta puede hacer que el tema de los dólares deje de ser un tema”, dijo a Reuters Ricardo Markous, presidente de Tecpetrol, que opera el enorme campo Fortín de Piedra en esa formación.

El Gobierno está impulsando un proyecto de ley de gas natural licuado con el que intentará dar certidumbre a las empresas en el largo plazo para que propicien millonarias inversiones en el sector.

“Hoy estamos concentrados en todo el plan Transportar, porque primero el abastecimiento interno para poder propiciar después las exportaciones”, dijo a Reuters la secretaria de Energía, Flavia Royón, durante un evento de la industria en Buenos Aires.

La construcción del gasoducto Néstor Kirchner, que unirá Vaca Muerta con Buenos Aires, es una condición para que se puedan instalar plantas de GNL, ya que sumará en una primera etapa 24 millones de metros cúbicos por día (m3/d). Al terminar la construcción de la segunda etapa sumará una capacidad de 44 millones de m3/d adicionales a los actuales 120 millones de m3/d.

Una fuente de la petrolera estatal YPF dijo que el proyecto de ley de GNL podría llegar al Congreso en los próximos días o semanas y que incluirá beneficios fiscales y un mayor acceso a divisas para el sector, a pesar del control de capitales que rige en el país.

Eso ayudaría a desbloquear acuerdos de inversión, como el que se está evaluando con el gigante energético de Malasia Petronas.

MÁS DEMANDA

La producción de petróleo y gas no convencional ha aumentado durante el último año gracias a la mejora en la eficiencia productiva, una mayor demanda y los planes de estímulo del Gobierno.

Pero ejecutivos de la industria dijeron que necesitan nuevos mercados de exportación para que su producción de gas siga creciendo.

“Podríamos ir a más producción, pero tendría que haber más demanda y no alcanza con la demanda local y la regional”, dijo Markous, de Tecpetrol.

El ejecutivo dijo que el aumento de la producción en ese yacimiento, que produce unos 20 millones de m3/d, solo estaría justificado si se instalan plantas de GNL que demanden ese incremental.

El Gobierno tiene la ambición de atraer unos 10.000 millones de dólares para la construcción de plantas de licuefacción, que podrían generar exportaciones por unos 15.000 millones de dólares para el año 2027.

El director de operaciones de una empresa petrolera local, que pidió no ser identificado, dijo que también son necesarias importantes inversiones en puertos para poder ampliar la capacidad de exportación de petróleo.

SETS DE FRACTURA

Los ejecutivos de la industria dijeron que un entorno económico complejo, con una inflación que se proyecta en 100% este año y un férreo control de capitales, implica un riesgo, y pidieron un marco regulatorio especial para el sector, para crear más estabilidad y alentar la inversión.

“Hoy Vaca Muerta está en riesgo de continuar con su producción porque no existen dólares suficientes para que las PyMes, las empresas de servicios petroleros, puedan traer los insumos que necesitan para continuar contribuyendo al país”, sostuvo Juan José Aranguren, exdirectivo de Shell y exsecretario de energía, en un seminario en Buenos Aires.

Vaca Muerta está en una encrucijada. Mientras el Gobierno trata de estimular la producción, los cuellos de botella en los equipos siguen siendo un obstáculo.

Actualmente hay alrededor de ocho sets de fractura activos en Vaca Muerta frente a los casi 280 que hay en Estados Unidos, dijo Rystad.

“Para la cantidad de actividad que va a haber en la zona de Vaca Muerta, no alcanzan los sets de fractura que tenemos hoy en el país”, dijo Marcelo Mindlin, presidente ejecutivo de Pampa Energía, la tercera productora de gas de la cuenca neuquina.

Durante una visita a uno de los campos de la firma, Mindlin dijo a Reuters que Pampa está en proceso de importar su propio set de fractura con la esperanza de sacar más provecho al potencial de Vaca Muerta.

“Estamos importando uno propio para no tener ningún inconveniente al desarrollar nuestro plan de crecimiento y de inversión”, explicó.

 

 

Fuente: https://www.infobae.com/america/agencias/2022/12/27/auge-de-vaca-muerta-corre-riesgo-de-desacelerarse-por-falta-de-infraestructura-en-argentina/

 

 

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Chile dio inicio al primer envío de energía renovable a Argentina

Tras superar las pruebas de energización, el país comenzó durante el fin de semana con la exportación mediante InterAndes, que une las subestaciones Andes en territorio nacional con Cobos en el país trasandino.

Durante el fin de semana, Chile concretó las primeras exportaciones de energía renovable hacia Argentina, a través de la línea de interconexión eléctrica Interandes que es propiedad de AES Andes.

El primer envío de energía renovable en la historia de nuestro país desde Chile a Argentina se produjo el sábado, y alcanzó los 75 megawatts (MW), mientras el domingo la exportación llegó a 70 MW.

El hecho se enmarca en el anuncio realizado en noviembre pasado por los titulares de Energía de Chile y Argentina, Diego Pardow, y Flavia Royón, respectivamente, junto a altos ejecutivos de AES.

En los días previos se realizaron exitosas pruebas de energización en vacío y de inyección de energía desde la subestación Andes en Chile hasta la subestación Puna en Argentina, las que fueron aprobadas por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN).

Javier Dib, CEO de AES Andes, explicó que “comienza una nueva historia en nuestra relación energética con Argentina. El hito que hemos logrado nos llena de orgullo y da cuenta que las interconexiones internacionales son posibles y efectivas”.

Dib agregó que gracias a esta exportación se evitó que aproximadamente 75 MW por día se vertieran desde el sistema eléctrico.

Sobre el acuerdo

El acuerdo establece que los sistemas eléctricos no operarán sincronizados, sino que se destinarán componentes de generación en forma aislada eléctricamente. Serán intercambios de oportunidad económica, los que serán interrumpibles en caso de que los operadores de red de los respectivos países lo consideren necesario.

Chile podrá enviar durante el día energía a Argentina, este país de acuerdos a sus condiciones, podría hacerlo durante la noche.

Los envíos de energía se realizan través de la línea de transmisión de 345 kV de AES Andes, que se extiende por 409 kilómetros entre la subestación Andes en Chile (Región de Antofagasta) y la subestación Cobos en Argentina (Salta).

Este enlace servirá también de respaldo en caso de presentarse contingencias eléctricas, mejorando la resiliencia en ambos sistemas.

 

Fuente: https://econojournal.com.ar/2022/12/chile-dio-inicio-al-primer-envio-de-energia-renovable-a-argentina/

 

 

Información de Mercado

En enero se prevé definir la venta de energía a Argentina

En enero de 2023, se prevé que los presidentes de Bolivia, Luis Arce, y de Argentina, Alberto Fernández, definan el acuerdo de compra venta de energía eléctrica.

La línea de transmisión que une a ambos países ya fue concluida.

El embajador de Argentina en Bolivia, Ariel Basteiro, explicó que el 24 de enero de 2023 se celebrará la Cumbre de la Comunidad de Estados Latinoamericanos y Caribeños (Celac) en la que participarán los mandatarios de países miembros.

En ese encuentro se prevé definir el acuerdo para la compra-venta de electricidad.

“Seguramente ‘Lucho’ Arce va a estar en Buenos Aires el próximo 24 de enero donde hay un encuentro de presidentes del Celac y ahí, seguramente, es una buena oportunidad (para) definir esta cuestión (acuerdo de electricidad)”, dijo Basteiro

La Línea de Transmisión Juana Azurduy de Padilla —132 kilovoltios (kV)— constituye una importante ampliación de la capacidad física de exportación de electricidad de Bolivia a Argentina.

Subestaciones de energía

La obra comprende dos subestaciones: una, en la localidad de Yaguacua, en Tarija (Bolivia); y otra, en Tartagal, Argentina.

Para la unión de estas dos subestaciones se construyó una línea de transmisión, desde la Subestación Yaguacua hasta la Subestación Tartagal con una longitud de 116,3 km (46,3 km en el lado boliviano y 70 km en el lado argentino).

La línea de interconexión entre Yaguacua y de Tartagal tiene una capacidad de transporte de 120 Megavatios (MW).

A finales de julio, el ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina, dijo que la línea de interconexión ingresó en su etapa final.

Además que se esperaba hacer las pruebas para dar inicio a la exportación de 120 MW al país vecino.

“Temas de agenda, fundamental en Bolivia hicieron que la cuestión se vaya demorando, pero creo que prontamente antes de febrero, marzo, o en enero el acuerdo se podría llevar adelante”.

RETRASO.

Basteiro consideró que debido a la agenda del presidente de Bolivia, la concreción del acuerdo con Argentina se fue postergando.

Al igual que la inauguración de la Línea de Transmisión

“Hasta el momento no se hizo lo que se entendía podía ser el acto inaugural de la conexión”, dijo.

«Eso estaba proyectado, programado, que los presidentes se encontraran en frontera y pudieran cerrar o impulsar el acuerdo», dijo.

No obstante, el diplomático afirmó que Argentina tiene un autoabastecimiento de electricidad.

Sin embargo, en épocas altas de calor, como en verano, la demanda se eleva.

Entonces, es en ese momento cuando se solicitaría la provisión de la energía eléctrica boliviana.

“En condiciones normales, la producción eléctrica de Argentina alcanza al consumo», señaló.

«Pero cuando hay fortuitos, ahí es donde puede ser necesaria y de mucha la interconexión con Bolivia”, detalló.

 

Fuente: https://www.la-razon.com/economia/2022/12/27/en-enero-se-preve-definir-la-venta-de-energia-a-argentina-2/

 

 

 

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Blanqueo de capitales para fondos sin declarar: se conoció cuánto se deberá pagar según el proyecto de Sergio Massa

Durante el fin de semana, los funcionarios del Ministerio de Economía de la Nación trabajaron en la etapa final de la iniciativa. Habrá una recompensa para informantes. Comenzó a tomar forma el proyecto de ley de blanqueo que anunciará Sergio Massa. Desde el Ministerio de Economía de la Nación trascendió que habrá una alícuota reducida para montos de hasta U$S50.000. Los funcionarios de la cartera económica trabajaron en esta iniciativa durante el fin de semana. El objetivo fue terminar de elaborar el proyecto de ley de blanqueo que el ministro Massa anunció tras la firma del acuerdo de intercambio de […]

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Los problemas para importar afectan a cada vez más sectores de la economía

Las complicaciones derivadas de las trabas para importar con la idea de preservar las reservas extienden sus tentáculos a cada vez más sectores de la economía argentina. La semana pasada, por ejemplo, la titular de la Asociación de Fabricantes de Maquinaria Agrícola y Agrocomponentes de Córdoba (Afamac), Luciana Mengo, calificó a los problemas para importar como “muy serios”, al tiempo que lamentó por el tiempo que le insume a los empresarios del sector llevar a cabo todos los trámites necesarios. Para peor, alertó que a las dificultades para ingresar elementos clave para finalizar sus productos, se sumó desde el último […]

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Gerardo Molinaro será el nuevo vicepresidente de DLS

A partir del 1 de enero de 2023, Gerardo Molinaro, actual CFO (Chief Financial Officer) de DLS Archer, la compañía líder de servicios petroleros de perforación en Argentina, asumirá como vicepresidente de Land Drilling – en reemplazo de Greg Helmen – y tomará el desafío de liderar las operaciones en Argentina y Bolivia para Archer y sus empresas subsidiarias: DLS Argentina, DLS Archer y Archer DLS Bolivia.

Molinaro cuenta con treinta y seis años de carrera, es Contador Público y Licenciado en Administración de la UBA. Completó su formación ejecutiva con diferentes programas internacionales, posee una amplia experiencia en la gestión de empresas multinacionales de servicios de petróleo y gas, y un vasto conocimiento de la industria de hidrocarburos en la región.

Durante los últimos cinco años, en su rol de CFO, ha contribuido con la estrategia y el posicionamiento de DLS en el mercado. Además, en su extensa trayectoria laboral, formó parte del equipo directivo de San Antonio Internacional y trabajó en grandes corporaciones tales como Arcor, Cencosud, Bemberg, Deloitte, Atanor, entre otras.

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, Redaccion EconoJournal

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TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A.: Licitación Privada CN-0370-22-PV

Adquisición de repuestos de turbina de gas. Contratación sujeta al Compre Argentino y Desarrollo de Proveedores instituido por la Ley N° 27.437; Decreto Nº 800/2018; Res S.I. N° 91/2018; Res S.I. N° 185/2019. Monto Estimado (TGS): USD 2.000.000.- Tipo: Licitación Privada. Clase: De etapa única nacional e internacional Fecha de Apertura: 18 de enero del 2023. Fecha límite de presentación de ofertas: 18 de enero del 2023. Ver detalles en: http://www.comprar.gob.ar

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El uso del carbón aumentó un 1,2% este año debido a la crisis energética mundial

El precio del gas, y la necesidad de los europeos de responder a la demanda, llevó al mineral a una utilización promedio registrada en 2013 superando los 8.000 millones de toneladas. La transición energética tomará impulso sólo con intervención de los Estados. El resurgimiento estuvo de la mano del elevado precio del gas generado por la guerra rusa contra Ucrania lo que obligó a que países como Alemania, Francia, Países Bajos, España, Italia, Grecia, República Checa, Hungría y Austria retrasen el cierre de sus centrales, reabriendo las ya clausuradas, para dar respuesta a la demanda interna. El proceso se da […]

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Jujuy: Obras por pueblos solares: probaron equipamiento

Fue exitosa la prueba de los equipos que serán instalados en las obras que transformarán a Catua, El Toro y San Juan de Quillaques en pueblos solares. El Gobierno de Jujuy, en el marco del Plan Maestro Plurianual de Desarrollo Jujuy 20221-2023, informó desde la Secretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura, Servicios Públicos, Tierra y Vivienda (MISPTyV) sobre la realización de pruebas y ensayos de los equipos de almacenamiento en baterías de litio que serán instalados en El Toro, San Juan de Quillaques y Catua, como instancia necesarias para las obras que los transformarán en pueblos solares. “Las pruebas […]

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Federico Bernal: “El Plan Gas aportará USD 100 millones en regalías a Santa Cruz”

“Con las nuevas rondas del Plan Gas, reactivamos la Cuenca Austral y Santa Cruz recibirá regalías gasíferas por más de USD 100 millones” afirmó el subsecretario de Hidrocarburos. Analizó los objetivos del programa de Incentivos y marcó el impacto positivo, en declaraciones a La Opinión Austral. El 22 de diciembre se presentaron las nuevas adjudicaciones del Plan Gas 4 y 5, en el marco del programa por el autoabastecimiento energético que busca el Gobierno nacional desde fines de 2020 cuando se lanzó el Plan Gas.Ar. En una entrevista exclusiva con La Opinión Austral, el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal habló […]

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Patagonia el mejor lugar del país para trabajar

La Fundación Mediterránea, a través del Instituto de Estudios sobre la Realidad Argentina y Latinoamericana (IERAL), elaboró un informe de coyuntura. Los datos de 2022 muestran que los mayores sueldos en el sector privado se pagan en las provincias patagónicas, por gas, petróleo y mecanismos especiales, con guarismos superiores a los 1.500 dólares (tipo de cambio oficial). Por encima del promedio también se encuentra la Ciudad de Buenos Aires; mientras que la parte inferior del ranking está ocupada por varias jurisdicciones norteñas, con remuneraciones entre 770 y 850 dólares/mes, caso de Santiago del Estero, Misiones, La Rioja, Tucumán y Chaco. […]

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Ziliotto proyecta una promoción industrial “a la pampeana”

A través de diferentes medidas, el gobernador Sergio Ziliotto busca establecer un régimen de promoción industrial “a la pampeana”. A las políticas de subsidio de tasas y de creación de nuevos empleos se suma el objetivo de autogenerar la energía que se consume y que su precio “sea también una ventaja comparativa” para fomentar las inversiones. Ziliotto afirmó que la búsqueda de diversificar la matriz productiva no es “solo buscar cómo agregamos valor a las tradicionales producciones primarias, sino buscar nuevas fuentes de crecimiento de la economía”. Un ejemplo de ello es el litio, del cual hay indicios de presencia […]

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Tierra del Fuego: “El desarrollo del Programa de Apoyo para la Transición Energética significará un avance muy importante en la matriz energética y en el autoabastecimiento de la provincia”

El subsecretario de Energía de la provincia, Luis Videla, destacó los alcances del Programa de Apoyo para la Transición Energética al sostener que “el sistema actual está debilitado en varios aspectos y la forma de solucionarlo es a través de sistemas modernos y eficientes que puedan trabajar de manera híbrida con las energías renovables”. “Las soluciones tecnológicas adoptadas han sido en base a estudios técnicos que comparaban objetivamente las distintas alternativas. Actualmente tenemos sistemas de generación de energía eléctrica con dependencia absoluta del gas natural que tienen más de 50 años en funcionamiento. Esto significa que tienen un alto nivel […]

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El Ministerio de Ciencia destina fondos para la construcción del Polo Científico Tecnológico de Neuquén

Se construirá en la ciudad de Neuquén, con una inversión de más de 600 millones de pesos y alojará a la Agencia Neuquina de Innovación para el Desarrollo. Filmus visitó la provincia para firmar el convenio que garantiza los fondos. El Ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación, Daniel Filmus, visitó la provincia de Neuquén para firmar un convenio de ejecución con la Municipalidad de Neuquén para garantizar los fondos de la construcción del módulo III del Polo Científico Tecnológico en la capital provincial, con una inversión de 637.954.467 de pesos, en el marco del Programa Federal “Construir Ciencia”. Participaron de […]

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Subsidios: definieron qué precio del gas pagarán las industrias que volverán bajo la órbita de las distribuidoras

La Secretaría de Energía está terminando de definir la letra chica de la reglamentación que establecerá que las industrias categorizadas como “P3 Grupos I y II” no podrían seguir comprando el gas natural que consumen en el mercado mayorista y pasarán a recibirlo directamente de mano de las distribuidoras (Metrogas, Naturgy, Camuzzi y EcoGas, entre otras). El cambio quedó definido en el artículo 9 de la nueva versión del Plan Gas, cuyos resultados se conocieron la semana pasada en un acto encabezado por el ministro de Economía, Sergio Massa. Energía publicará en los próximos días una resolución para ajustar el texto de esa norma para viabilizar su entrada en vigencia.

La migración de unas 2000 industrias y comercios medianos categorizadas como P3 nuevamente bajo la órbita de las distribuidoras —que implicará desandar un camino que se inició en 2005 a través del Decreto 725— se empezó a gestionar a mediados de este año después que el precio spot que pagan esos usuarios trepara en abril hasta los 10 dólares por millón de BTU.

Frente a esa situación, gobernadores de provincias del centro y norte del país —como Córdoba, Santa Fe y Tucumán— y entidades empresariales —como la UIA— realizaron gestiones ante la Casa Rosada para pedir un subsidio diferencial para las industrias. El Ejecutivo hizo lugar al planteo y, por eso, reincluyó a los usuarios P3 bajo el paraguas de las distribuidoras de gas con la expectativa de que, al igual que la mayoría de los hogares residenciales, empiecen a pagar un precio más bajo que el de mercado.

EconoJournal publicó una nota el 7 de noviembre que da cuenta de esa contradicción oficial desde el punto de vista fiscal, dado que justo en un momento en el que el Ministerio de Economía está tratando de reducir el déficit se volverían a subsidiar a industrias que desde hace años están pagando un precio realista por el gas que demandan.

Guiño al FMI

Precisamente para evitar que eso suceda, y para cumplir también con pedidos del Fondo Monetario Internacional (FMI), la cartera que dirige Flavia Royón determinará a través de una resolución que los usuarios P3 paguen, una vez que expiren los contratos vigentes con comercializadoras, el mismo precio del gas que abonan los hogares del Nivel 1, es decir, aquellos de altos ingresos que perderán todos los subsidios a fines de enero.

Ese valor está fijado según una normativa de Energía en US$ 5,76 por millón de BTU. En los hechos, es un precio similar al que abonan las industrias que compran el gas en el mercado mayorista a través de alguna comercializadora. «La semana pasada cotizamos a un precio punta-punta promedio (de enero a diciembre) de 5,31 dólares», explicó un trader que vende gas en la zona centro del país.

El cobro del gas a un precio equivalente al que abonan los hogares del Nivel 1 no hace más que homologar lo hecho por el propio gobierno con el valor de la electricidad que pagan las industrias. Sucede que si bien pisó las tarifas residenciales, el cristinismo —que tenía controla sobre la Subsecretaría de Energía Eléctrica y del ENRE— incrementó fuertemente el valor de la energía para los GUDI’s, tal como se conoce a las industrias que reciben la energía de una distribuidora.

En 2022, las industrias P3 que reciben el gas de una distribuidora pagaron hasta un 117% menos que aquellos que compraron el fluido a una comercializadora en el mercado mayorista. En octubre de este año, por caso, pagaron $ 15,96 por metro cúbico (m3) consumido contra 27,33 pesos. En enero la diferencia era mucho mayor.

«Se está trabajando en sacar las resoluciones correspondientes desde el área de hidrocarburos. Los P3 no recibirían el subsidio correspondiente a residenciales», explicó una fuente oficial.

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, Loana Tejero

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Puerto Rico avanza con nuevos proyectos BESS en su primera licitación de renovables y almacenamiento

El primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energías renovables y almacenamiento de Puerto Rico aún no llegó a su fin.

De acuerdo con la Resolución y Orden donde se aprobó el Acuerdo de Servicios de Red (GSA) correspondiente a la primera Virtual Power Plant (VPP) que tendrá el archipiélago, hay grandes pendientes para Sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS).

Si bien ya se adjudicaron 844.82MW de capacidad solar, 200 MW de BESS y 17 MW del proyecto de VPP, se está a la espera de aprobación final de 290 MW de proyectos BESS adicionales.

“A la fecha de publicación de esta Resolución y Orden, siete (7) proyectos BESS aprobados por el Negociado de Energía en su Resolución del 13 de junio para negociación final, aún no se han presentado al Negociado de Energía para dicha aprobación final”, advierte el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR).

Al respecto, es preciso aclarar que en aquel 13 de junio, el Negociado de Energía ordenó a la AEE que finalizara las negociaciones con los nueve (9) proyectos BESS por un total de 490 MW. Dos de esos nueve proyectos (200 MW en total) han sido finalizados y aprobados por el NEPR en su Resolución del 1 de septiembre (ver detalle).

Sin embargo, el Negociado de Energía indica que aún no ha recibido una presentación de la AEE sobre los siete proyectos restantes que suman 290 MW. De esos proyectos, uno (AZ 1-E) se incluyó en el proceso de estudio de interconexión inicial de LUMA. Pero los seis proyectos restantes presumiblemente habrían estado bajo estudio de interconexión durante las últimas veinte semanas.

Haciéndose eco de aquello, el NEPR ordenó por un lado a LUMA, operador independiente, que le presente, antes de fin de año, una actualización del estado de los estudios de interconexión que incluyen los seis proyectos BESS. Y por otro, ordenó a la AEE a presentar una actualización del estado del proceso de negociación de contratos para los siete proyectos del BESS, que también deberá realizarse antes de fin de año.

¿Podrán haber nuevas adjudicaciones antes de fin de año? Todo parece indicar que si los estudios de interconexión y negociaciones avanzan durante esta semana, sí se sumaría nueva capacidad para almacenamiento en el marco del “tranche 1”, en pos de brindar mayor flexibilidad a un sistema que tiene como meta ser resiliente y lograr un 100% de participación de energías renovables en el parque de generación.

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Astronergy proyecta una capacidad de fabricación de 45 GW en módulos N-Type

Días atrás, Latam Future Energy, productora de eventos integrada por Energía Estratégica e Invest In Latam, llevó a cabo un nuevo webinar denominado “El futuro de las energías renovables en Chile, tendencias de un mercado en expansión”. 

Durante el evento, Marisol Neira, Central Latin America’s Head of Sales de Astronergy, vaticinó que la empresa se enfoca en aumentar la producción de módulos fotovoltaicos a nivel global y, en particular, en la tecnología N-Type, ya sea para el segmento de utility scale como para los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD). 

“Tenemos una capacidad de fabricación de 17 GW y estamos con una proyección de 45 GW en ese tipo de tecnología, la cual creemos que reemplazará a todo lo que es media celda mono PERC normal”, sostuvo. 

Las ventajas de los módulos N-Type es que disminuye la degradación, que en el caso particular de Astronergy, pasa de un 2% a 1% de degradación en el primer año y un 0,4% anual, según lo que explicó la especialista.

“Hecho que permite ofrecer mejores cierres financieros ya que son más efectivos y una inversión más atractiva a todos los inversionistas que llegan a la región”, manifestó Marisol Neira durante en el evento de LFE. 

“Y cuando hablamos de una explosión de PMGD, definitivamente unos PPA se hacen más atractivos a 15-25-30 o incluso 35 años que pueden llegar a tener la vida útil de esta nueva tecnología de módulos”, amplió. 

Cabe recordar que alguno de los objetivos de la empresa que integra el holding de la tecnológica china Chint Group es llegar a ser uno de los 10 fabricantes más importantes del mundo. E incluso ya se encuentran entregando órdenes de hasta 100 MW por mes, a la par del proceso de crecimiento de 45 GW que ya está en marcha. 

Y una de las estrategias para continuar con dicho plan es la incorporación de un nuevo especialista en el país trasandino, mercado al que ven con grandes expectativas y donde ya entregaron 300 MW de equipos fotovoltaicos durante el transcurso del último año. 

“Chile es uno de los países en los que más nos enfocamos y en los que más tenemos presencia. La persona nueva de la empresa trabajará de la mano con distribuidores y EPCistas que empezaron como pequeños instaladores y hoy ya abarcan PMGD de 3,5,9 MW. Y si se logra el incentivo a los PMGD, lograremos muy buenos resultados el próximo año”, concluyó la Central Latin America’s Head of Sales de Astronergy. 

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Identifican alrededor de 20 proyectos renovables detenidos en Yucatán

En la zona de Yucatán habría una gran cantidad de proyectos de energías renovables de gran envergadura que están detenidos a causa de demoras o falta de aprobación de trámites necesarios para iniciar con la construcción.

Según relevan desde la Asociación Mexicana de Energía Renovable y Medio Ambiente A. C. (AMERMAAC) serían “alrededor de 20 proyectos” que desde que inició la actual administración del gobierno federal no han avanzado en su construcción.

Cada proyecto tendría un nivel de avance particular y permanecen en “stand by” a la espera de autorizaciones y/o permisos de la CRE, CFE, SENER o SEMARNAT.

Raúl Asís Monforte González, presidente de la AMERMAAC, señaló que existen esfuerzos de distintos actores para poder destrabar estos proyectos dentro de Yucatán.

“El gobierno estatal está llevando a cabo gestiones muy discretas para tratar de destrabarlos pero no sé de ningún proyecto, cuya información sea pública, que se haya destrabado y esté cerca de ser instalado”, señaló el referente empresario.

Donde sí habría señales de avance para nuevas inversiones sería en el sector de movilidad eléctrica y, en el marco de un proyecto estatal, epecistas de energías renovables podrían encontrar su lugar.

Raúl Asís Monforte González, advirtió esta ventana de oportunidad desde su rol en la presidencia de otro gremio, la Cámara Mexicana de la Industria de la Construcción de Yucatán (CMIC Yucatán), desde donde llevan registro de las próximas licitaciones de obras dentro del estado.

«El gobierno estatal de Yucatán a través del proyecto IE-TRAM acaba de lanzar una convocatoria para retirar vías del ferrocarril y construir allí calles por donde van a pasar autobuses eléctricos”, introdujo Raúl Asís Monforte González.

“Alineado con ese proyecto, precisamente para la energía que van a consumir estos autobuses al recargarse, la CFE anunció que va a hacer un parque de 10 MW en el mismo terreno donde tienen la Central Termoeléctrica Nachi Cocom”.

Por lo pronto, sería solo un anuncio sobre el que se esperan mayores precisiones, ya que aún no habría convocatoria oficial ni es de público conocimiento que se estén realizando trabajos preliminares en torno al nuevo proyecto de 10 MW para el suministro eléctrico de autobuses en Yucatán.

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Comisión Nacional de Energía emitió Informe Técnico del Cálculo del Valor Agregado de Distribución

La Comisión Nacional de Energía emitió el viernes 23 de diciembre el Informe Técnico del Cálculo del Valor Agregado de Distribución (VAD) correspondiente al cuatrienio noviembre 2020 – noviembre 2024, de acuerdo con lo que establece el artículo 183 bis de la Ley General de Servicios Eléctricos y conforme a las reglas establecidas en el artículo sexto transitorio de la Ley 21.194 (“Ley Corta de Distribución”, que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica).

Este es un hito clave en el proceso de determinación del VAD, el cual corresponde al primero bajo las reglas de la Ley Corta de Distribución de 2019, y que consideró una instancia participativa en la cual las empresas concesionarias de distribución y otros interesados pudieron presentar observaciones al estudio de costos elaborado por la empresa consultora encargada de dicho estudio. 

Los resultados del Informe Técnico se presentan en moneda a la fecha de referencia del estudio (31 de diciembre de 2019), y para su aplicación deberán ser actualizados conforme a las fórmulas de indexación que allí se establecen.

El cálculo del VAD tiene como objetivo obtener los costos medios de prestar el servicio público de distribución sobre la base de una empresa modelo eficiente que opera en el país y que cumple con la ley y la normativa vigente. 

Dichos costos se calculan para determinadas Áreas Típicas de Distribución fijadas por la Comisión, que agrupan empresas cuyos costos de prestar el servicio de distribución y la densidad de clientes por kilómetro son similares entre sí, seleccionando a una de ellas como empresa de referencia para el dimensionamiento eficiente de costos de acuerdo con sus restricciones geográficas, distribución de clientes, entre otros. De los costos derivados del cálculo del VAD se obtendrán posteriormente las tarifas de distribución de todas las empresas distribuidoras y cooperativas eléctricas.

Autoridades 

El ministro de Energía, Diego Pardow, valoró la labor realizada por la CNE, indicando que este “es el primer proceso que se construye considerando las modificaciones introducidas en 2019. Lo anterior involucró un intenso trabajo técnico por parte de la Comisión y un constante dialogo con las empresas. Valoramos este hito y estaremos atentos a las instancias venideras establecidas en la normativa”.

Este hito también fue destacado por el secretario ejecutivo de la CNE, Marco Antonio Mancilla: “La Comisión ha avanzado un paso más en este primer proceso tarifario con las nuevas reglas legales introducidas el 2019.

Y tal como lo mandata la Ley, este organismo ha revisado, corregido y adecuado los resultados del estudio de costos en lo técnicamente pertinente, haciéndose cargo de las más de 800 observaciones realizadas por las empresas distribuidoras. Si bien todavía está pendiente la etapa de discrepancias en Panel de Expertos, a nuestro juicio los resultados parciales reflejan de mejor manera los costos eficientes de esta actividad en las diversas regiones del país, permitiendo que los consumidores finalmente paguen tarifas justas y reciban la calidad de servicio adecuada que será reconocida tarifariamente”.

El proceso 

El cálculo del VAD se encuentra regulado en la Ley General de Servicios Eléctricos, y lo debe desarrollar cada cuatro años la Comisión Nacional de Energía.

Este proceso, que se inició a comienzos del 2020 mediante la determinación de la Áreas Típicas Distribución y la posterior emisión de las Bases Técnicas del Estudio de Costos, es el primero que se desarrolla bajo los preceptos de la Ley Corta de Distribución, promulgada en diciembre de 2019. Dicha Ley rebajó la tasa de rentabilidad de las empresas de distribución para efectos del cálculo del VAD, dejando atrás la tasa fija de 10% antes de impuestos de procesos tarifarios anteriores, y estableciendo que esta debe ser calculada por la Comisión previo al estudio de costos, estableciendo una banda entre el 6% y el 8% después de impuestos para dicha tasa. Como resultado de lo anterior, el proceso 2020-2024 considera una tasa del 6% después de impuestos.

Además, la Ley Corta de Distribución modificó el proceso tarifario disponiendo la realización de un único informe por parte de la Comisión (reemplazando la ponderación de informes entre CNE y empresas que se conocía coloquialmente como “2/3-1/3”), incorporando un Comité que ejecuta y supervisa el estudio de costos que debe realizar un consultor, estableciendo de manera transitoria la obligatoriedad de definir al menos cuatro Áreas Típicas para las cooperativas eléctricas en el proceso 2020-2024, e incorporando una instancia ante el Panel de Expertos, entre otros cambios.

De este modo, el cálculo del VAD se realizó para 12 empresas de referencia, en lugar de las 6 de los procesos previos. Lo anterior permite mejorar la representatividad de los costos eficientes de prestar el servicio de distribución respecto a las condiciones que presentan las distintas empresas y zonas de concesión. En consecuencia, a partir de este cálculo se determina una remuneración a las empresas distribuidoras ajustada a las exigencias de calidad de servicio que establece la normativa vigente, y que obliga a empresas y cooperativas a cumplir.

Con el Informe Técnico de la Comisión se cumple un hito importante en el proceso de determinación de tarifas de distribución, el cual continúa con la presentación de discrepancias ante el Panel de Expertos por parte de empresas e interesados que efectuaron observaciones al estudio de costos. Como resultado de lo anterior, la Comisión deberá emitir un Informe Técnico Definitivo que considere el dictamen del Panel de Expertos.

El proceso culmina con la elaboración del Informe Técnico de Propuesta de Fórmulas Tarifarias, donde la estructuración de las tarifas debe efectuarse de tal forma que se reflejen los costos determinados en el Informe Técnico del VAD y que la tasa de rentabilidad económica de la industria, después de impuestos a las utilidades, se encuentre dentro de la banda establecida por la Ley. Todos los actores de la sociedad civil y empresas inscritas podrán realizar observaciones a la propuesta de fórmulas tarifarias presentada por la Comisión, para posteriormente realizar el envío al Ministerio de Energía de la propuesta de fórmulas tarifarias, y la emisión del respectivo decreto tarifario por parte de dicha cartera.

Para acceder al Informe pinche acá: https://www.cne.cl/tarificacion/electrica/

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La micro y mini generación distribuida de Brasil podría alcanzar entre 29 GW y 45 GW al 2032

El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil publicó cuadernos con estudios del Plan Decenal de Expansión Energética (PDE) 2032, en el que incluyó uno destinado a la micro y mini generación distribuida y baterías (MMGD). 

Dicho estudio señala que el país tendrá un gran crecimiento en la GD, pero que ante los posibles cambios regulatorios en el sector, la reducción de incentivos creados en el pasado y la modernización del formato de tarifas de baja tensión, generan cierta incertidumbre en el desarrollo de esta tecnología. 

El escenario de referencia para la expansión de la MMGD en el PDE 2032 sólo considera cobrar el 100% de la tarifa de uso del sistema de distribución a partir de 2029. Esto implica que aproximadamente el 50% de los costos (cargos, transmisión, pérdidas y más) serán deducidos a través de los beneficios

Bajo dicho análisis, Brasil alcanzaría 37,1 GW operativos, repartidos entre 4,8 millones de usuarios. Hecho que significaría cerca de 115,4 mil millones de reales de inversión durante la próxima década. 

Y en el mejor de los casos, donde el 100% de los costos estén compensados, el país superaría los 45 GW instalados (7,5 GWmed al 2032) gracias a una inversión aproximada de 148,8 mil millones de reales entre 5,8 millones de usuarios. 

Sin embargo, el documento detalla que si ninguna parte de los costos son deducidos a través de los beneficios, disminuirían las inversiones hasta 83,9 mil millones y sólo se lograría la instalación de 29,2 GW (4,6 GWmed al 2032) en 3,8 millones de usuarios que adopten la micro y mini generación distribuida y baterías. 

“Aún existen incertidumbres relacionadas con la retribución de la energía inyectada a la red a partir de 2029, derivadas del cálculo de los beneficios de MMGD para el sector eléctrico. Y su definición debería influir en las inversiones a lo largo de la década ya que afecta el flujo de caja de estos proyectos”, remarca el cuaderno publicado. 

Proyección de potencia operativa por región

Por el lado del almacenamiento de energía, el Ministerio de Minas y Energía (MME) y la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) analizaron diferentes aplicaciones para consumidores residenciales y comerciales. 

Desde un punto de vista financiero, las entidades sostienen que “las baterías tendrían dificultades para volverse viables en la próxima década”, ya que se estima un precio final cercano entre R$ 1.700 y R$ 2000 kWh al 2032. 

Aunque no se descarta que puedan existir más factores que hagan que los consumidores instalen esta tecnología en los próximos años, como por ejemplo el reemplazo de la generación diésel en los comercios, además de aspectos eléctricos, reducción de ruido, logística para la obtención de diésel y temas ambientales. 

Ïncluso, el escenario negativo puede cambiar a partir de 2029, cuando la energía inyectada a la red se valore inyectado a la red se valorará en base a un cálculo de sus costos y beneficios. Debido a que cuanto menor sea el pago por la energía inyectada de GD, mayor será la viabilidad de las baterías. 

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Los 10 ejes que deberá facilitar el Gobierno para que Colombia pueda concretar los proyectos de renovables

Colombia, gracias a su localización geográfica y significativas fuentes hidrológicas, cuenta desde hace décadas con una matriz energética mayoritariamente limpia y renovable gracias a la generación de energía hidráulica (que no es considerada FNCER en Colombia), lo que ha facilitado la expedición de un marco normativo y condiciones económicas óptimas para el ingreso de nuevas fuentes de generación de energía a partir de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER).

Es de elogiar que según información de Enerdata, Colombia durante el 2021 ocupó la cuarta posición a nivel mundial de generación de energía renovable con un promedio anual de 74,5%.

La política pública de promoción de las FNCER inicia con la expedición de la Ley 1715 de 2014, una norma que promueve la diversificación de la oferta a través de la incorporación de energías renovables, con el fin de complementar la matriz colombiana (dada su vulnerabilidad actual ante eventos de hidrología crítica), y en general, lograr una mayor oferta de energía en pro de la competencia del mercado y lograr una tarifa cada vez más eficiente trasladable al usuario final.

Con la promoción de la inversión en el sector renovable, mediante la incorporación de incentivos tributarios en renta, IVA y arancelarios, y una reglamentación asociada a los permisos, licencias, autorizaciones, etc., necesarios para el desarrollo, construcción y puesta en operación de las plantas de energía renovable, hoy Colombia cuenta con un estimado de 250 MW de energía solar en operación comercial, unos 17.857 MW en etapa de desarrollo y más de 59.000 MW en solicitudes de punto de conexión ante la UPME en el marco de la Resolución CREG 075 de 2021.

En este contexto, a continuación exponemos de manera ilustrativa, no exhaustiva, los principales aspectos a considerar en el desarrollo, construcción y operación comercial de un proyecto de generación FNCER:

La obtención de los permisos, autorizaciones y licencias de carácter ambiental ante la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) o las Corporaciones autónomas Regionales cuando apliquen, dependiendo si el proyecto es menor a 10 MW o siendo mayor a 10MW de capacidad instalada supera los 100 MW.
La obtención de otro tipo de permisos y autorizaciones relacionados con la construcción y el tránsito desde y hacia el proyecto cuando éstos se requieran por la naturaleza del proyecto y la infraestructura relacionada, ejemplo licencia de construcción, ocupación espacio público, permisos de obstáculos, Acuerdos de Coexistencia, entre otros.
Registro del proyecto ante la UPME, el cual es meramente informativo en principio, pero necesario para la obtención de incentivos tributarios reconocidos en las normas.
El trámite y obtención de los incentivos tributarios dispuestos en la Ley 1715 de 2014, Ley 2099 de 2021 y reglamentación concordante.
La obtención del Plan de Manejo Arqueológico y demás permisos relaciones ante el ICANH cuando la regulación lo indique.
La realización de consulta previa cuando haya a lugar.
La radicación a satisfacción de la UPME y obtención del Concepto de Asignación de Capacidad de Transporte expedido por la UPME, así como la constitución de garantías ante XM, la elaboración de la Curva S, envío de Informes de Seguimiento y cumplimiento de demás obligaciones dentro del término definido en la normatividad aplicable, so pena de que la UPME inicie Proceso de Liberación de Capacidad de Transporte.
La suscripción del correspondiente Contrato de Conexión con el Operador de Red o Transmisor.
El aseguramiento de los predios necesarios para el desarrollo y construcción del proyecto, incluyendo tanto la planta como la línea de conexión del proyecto a la red, para cuya bancabilidad es imprescindible un estudio jurídico y diagnóstico predial exhaustivo, en materia de superposiciones, uso del suelo, áreas protegidas, restitución de tierras, presencia de comunidades, baldíos, reputacional de contrapartes, entre otras.
Suscripción de contratos para la construcción del proyecto (EPC) y posterior suministro de la energía generada (PPA).

La diversificación de la matriz energética colombiana, se complementará con la incorporación de nuevos combustibles y tecnologías, tales como el hidrógeno azul o verde, la captura y el almacenamiento de carbono, la energía eólica marina, el almacenamiento de energía, incluso aumentando la participación de nuevos actores en el mercado como los autogeneradores, cogeneradores y generadores distribuidos con FNCER.

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Lanzan convocatoria para la elaboración del plan de acceso a la energía en Panamá

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) abrió expresiones de interés para servicios de consultoría destinados a la elaboración del Plan Georreferenciado de Acceso Universal a la Energía en Panamá. 

Esta convocatoria –RG-T4133– está enmarcada en el proyecto de Cooperación Técnica de la Plataforma Regional para aumentar la inversión en Electrificación Rural.

Tal como lo adelanta el título del llamado a expresiones de interés para Panamá, el objetivo de la consultoría es apoyar al gobierno en el desarrollo de un plan nacional de electrificación rural como base para alcanzar la meta de acceso universal a la energía al año 2030.

No obstante, mediante el proyecto se prevé identificar la mejor combinación de soluciones de extensión de red, minirredes o sistemas individuales en general, y crear un conjunto de herramientas para respaldar trabajos analíticos, así como apoyar los diálogos sectoriales y políticas.

Para brindar mayores precisiones sobre los requerimientos, se enumera que los servicios de consultoría incluirán:

Elaboración de un plan nacional de electrificación rural georreferenciado, optimizado al menor costo, que identifique tanto las soluciones energéticas a implementar en todo el país, como las inversiones asociadas que permitan alcanzar el acceso universal a la energía para el año 2030.
Desarrollo de una base de datos georreferenciada en formato GIS con información relevante para el desarrollo y monitoreo del plan.
Propuesta de especificaciones técnicas mínimas para los proyectos resultantes del plan nacional de electrificación.
Elaboración de una metodología para la actualización y monitoreo del plan nacional de Electrificación rural.
Identificación y presentación de los riesgos y medidas de mitigación identificados para la implementación del plan nacional de electrificación rural.

El plazo estimado para llevar adelante el servicio de consultoría antes descrito es de seis meses y el valor total a facturar será de aproximadamente US$ 120.000.

Aún hay tiempo de participar. Para las consultoras que se perfilan como proponentes se aclara que este proceso incluye solo las expresiones de interés donde se demuestre que la firma es apta para este servicio, no se exige en esta instancia enviar propuestas técnicas completas ni propuestas de precios. 

“Buscamos firmas con experiencia específica en planificación y optimización geo-referenciada, en particular de electrificación rural”, expresó en una publicación Arturo Alarcón, Especialista Senior en Energía de la División de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo.

Se encuentra disponible el borrador del resumen de los Términos de Referencia para comprobar cuáles son los datos necesarios para que las firmas consultoras sean calificadas como elegibles dentro de esta convocatoria.

Aquellas que cumplan con los requisitos iniciales, podrán enviar sus expresiones de interés usando el Portal del BID para las Operaciones Ejecutadas por el Banco http://beo-procurement.iadb.org/home antes del 15 de enero del 2023. Ahora bien, de acuerdo con la última actualización se podría extender la fecha límite para el 17 de enero.

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Organizaciones podrán postularse al Fondo de Acceso a la Energía hasta el 6 de enero

Hasta el 06 de enero se amplió el plazo para postular al Fondo de Acceso a la Energía (FAE 2022), iniciativa de carácter nacional que busca apoyar a organizaciones sociales, municipalidades, comunidades y servicios para que puedan acceder a proyectos de energías renovables, que además permitan el desarrollo social de las comunidades, así lo informó la seremi del ramo en Atacama, Cecilia Sánchez Valenzuela.

En su sexta versión, el FAE busca financiar proyectos que implementen sistemas energéticos a pequeña escala, con un uso principal de energías renovables. Así, se puede postular a: Soluciones de energización de generación fotovoltaica con o sin almacenamiento en baterías, donde los postulantes podrán obtener un sistema de hasta 10 kWp de potencia; y soluciones de energización, a través de un sistema solar térmico, para calentamiento de agua (el postulante podrá acceder a un sistema solar térmico con una acumulación máxima de hasta 600 litros).

“Invitamos a las organizaciones sociales sin fines de lucro a postular al Fondo de Acceso a la Energía, que permite dar soluciones energéticas, a través de energías renovables a las comunidades. De esta manera, se podrán financiar por ejemplo, sistemas solares térmicos, para el agua caliente sanitaria, o sistemas solares fotovoltaicos, para la electricidad. Como Ministerio buscaremos siempre que las personas tengan acceso al suministro eléctrico de manera segura y estable, y lograr esta meta a través de fuentes renovables, sin duda, que es una excelente noticia”, afirmó la seremi.

En este contexto, Cecilia Sánchez, detalló que: “Este fondo está dirigido principalmente a beneficiar a los servicios de salud, establecimientos educacionales, centros de desarrollo de actividades comunitarias y de atención a población vulnerable como adultos mayores y personas en situación de discapacidad, así como cuerpos de bomberos y comunidades y asociaciones indígenas”.

De este modo, podrán postular todas aquellas instituciones y organizaciones sin fines de lucro, que utilicen o administren infraestructura para fines comunitarios de uso permanente (sean o no propietarios del bien raíz donde se emplazará el proyecto).

Para la presente versión del FAE, se incluye a la Agencia Chilena de Eficiencia Energética, quien cumplirá el rol de ejecutor de los proyectos seleccionados y adjudicados por la Subsecretaría de Energía.

Para más información de este fondo, puede ingresar a www.energia.gob.cl/fae.

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Por temor al impacto que puedan provocar los aumentos en medio de la campaña electoral, el gobierno busca aplanar la tarifa del gas

La Secretaria de Energía está evaluando la posibilidad de aplicar un aumento de tarifas mayor sobre el cargo fijo que sobre el cargo variable de la factura de gas para aplanar el impacto a lo largo del próximo año. De ese modo, los usuarios pagarían un poco más durante el verano, pero se reduciría el pico estacional del invierno.

El cargo fijo es un monto que abonan todos los usuarios independientemente del consumo que registren, mientras que el cargo variable es un valor que se paga por cada m3 que se consume. Si un usuario solo pagara el cargo fijo pagaría lo mismo a lo largo de todo el año, mientras que si solo pagara el cargo variable tendría un pico de gasto en los meses de invierno que es cuando más gas se consume. Por eso se afirma que al aumentar más el gasto fijo que el variable se estaría aplanando un poco más la tarifa.

Desde la cartera que dirige Flavia Royón plantearon la inquietud a las autoridades del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) y desde el organismo les transmitieron la idea a las distribuidoras, según confirmaron a EconoJournal fuentes privadas al tanto de la iniciativa. Sin embargo, todavía no hay nada definido.

En el Ejecutivo buscan avanzar en esa dirección porque saben que la quita total de subsidios para los usuarios Nivel 1 combinada con el aumento tarifario que se analizará en la audiencia pública del 4 de enero podría conformar un coctel explosivo durante el próximo invierno, justo en la previa de la elección presidencial.

El problema surge porque inicialmente se había informado que la tarifa plena la pagaría solo el 10% más rico de la población. Sin embargo, ese porcentaje terminó siendo mucho más alto. El promedio de usuarios N1 en todas las distribuidoras está en el orden del 35% y en Metrogas llega al 45%. Eso se debe a que muchos clientes no se anotaron para seguir percibiendo el subsidio y porque el piso de ingresos a partir del cual se pierde el beneficio no afecta solo al 10%, como se había informado inicialmente, sino a un porcentaje mayor de la ciudadanía.

La quita del subsidio se comenzó a implementar de manera gradual, pero como el consumo de gas es fuertemente estacional y verdadero impacto se sentirá recién durante el próximo invierno. A ese aumento que deberán afrontar los usuarios por la pérdida del subsidio se le deberá adicionar la recomposición del precio del gas en boca de pozo (PIST) y del margen de transporte y distribución, temas que se discutirán en la próxima audiencia pública.

El impacto en las empresas

Las empresas fueron consultadas sobre la posibilidad de subir más el cargo fijo que el variable y en principio no se manifestaron en contra porque el cambio les permitiría recaudar más en verano y hacer más previsible su flujo de ingresos. No obstante, en una reunión con autoridades del ente regulador dejaron en claro que el impacto no será igual para todas las compañías y que se debería contemplar la situación de las empresas que tienen menos clientes como Camuzzi Gas del Sur y Gas NEA.

Metrogas, por ejemplo, es la distribuidora más grande de Sudamérica con 2,4 millones de usuarios en una superficie de 2150 kilómetros cuadrados. La gran concentración de usuarios que tiene en una superficie relativamente acotada hace que una suba mayor del cargo la beneficie. Además, en el Área Metropolitana de Buenos Aires hay muchas viviendas vacías, las cuales pagarían más si el aumento del cargo fijo termina siendo mayor que el variable.

En el caso de Camuzzi Gas del Sur la situación es diferente porque tiene solo 763 mil usuarios distribuidos en una superficie de 790 mil kilómetros cuadrados. Por lo tanto, sus costos son mayores.

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Argentina vaticina inversión récord de 7.000 millones de dolares en hidrocarburos para 2023

El pasado jueves se realizó la presentación de las Rondas 4 y 5 del Plan Gas.Ar, que fue encabezada por el ministro de Economía de la Nación, Sergio Massa, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Del encuentro realizado este jueves en el Centro Cultural Néstor Kirchner, también, participaron la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón; el presidente de YPF, Pablo González; el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; el presidente de ENARSA, Agustín Gerez; el ex secretario de Energía, Darío Martínez; el subsecretario Hidrocarburos de la Nación, Federico Bernal; la subsecretaria de Coordinación Institucional de Energía, […]

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LA PROVINCIA DE SANTA FE PARTICIPÓ DEL CONSEJO FEDERAL DE ENERGÍA

El evento tuvo lugar en la ciudad autónoma de Buenos Aires y fue encabezado por la secretaria nacional de Energía. El Ministerio de Ambiente y Cambio Climático participó del Consejo Federal de Energía realizado en el Centro Cultural Kirchner, con la presencia de las máximas autoridades provinciales del sector energético. En ese marco, la secretaria nacional de Energía, Flavia Royon, anunció el lanzamiento del Programa de Gobernanza para el desarrollo del Plan Nacional de Transición Energética Justa y Sostenible. Durante el encuentro estuvieron presentes el presidente de la empresa estatal ENERFE, Juan D´angelosante, dependiente del Ministerio de Infraestructura, Servicios Públicos […]

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Plan Gas 4 y 5: Empresarios energéticos respaldaron al ministro Sergio Massa

Las rondas permitirán llenar el gasoducto Néstor Kirchner el próximo invierno. Hubo conformidad de los empresarios con el funcionario. La adjudicación del Plan Gas correspondiente a las Rondas 4 y 5 se realizó en el Centro Cultural Kirchner, e implicó la extensión hasta 2028 de los compromisos de volumen adjudicados a rondas previas. Además, garantizan que a partir del próximo invierno el flamante gasoducto Presidente Néstor Kirchner, que llega desde los yacimientos en Vaca Muerta, sea llenado. Además de los representantes de las industrias energéticas, del encuentro participaron gobernadores, funcionarios nacionales y provinciales, y sindicatos. En total fueron doce las […]

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“Vienen grandes años para la industria del GNC en Argentina”

Gabriel Grovas, representante comercial de ASPRO, confirma que las ventas se han triplicado en comparación con el cierre de 2017, con un marcado crecimiento desde el 2020 hasta este 2022 ¿Qué se espera para el 2023 y cuáles son los desafíos que aún quedan por superar? Se puede decir que el GNC es la gran promesa para la transición energética en nuestro país. Aunque con una velocidad más baja de lo esperado, las inversiones se realizan en cada eslabón de la cadena de valor: desde los pozos en Vaca Muerta, pasando por nuevos gasoductos, avances en las Estaciones de Servicio […]

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