Comercialización Profesional de Energía

Monthly: mayo 2022

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Baja el precio de la Bolsa de Energía pero suben los del mercado bilateral en Colombia

Según lo reportado por XM, gestiona las transacciones comerciales y financieras entre todos los participantes del mercado, el precio de la energía negociada en contratos bilaterales durante el mes de abril para el mercado regulado (pequeños negocios y hogares) fue en promedio de 275.04 COP/kWh el cual registró un incremento del 14.27% con respecto al mismo mes de 2021 que fue de 240.70 COP/kWh.

Mientras que para la industria y el comercio (mercado no regulado o competitivo), fue de 252.77 COP/kWh, el cual registra un incremento del 21.72% con respecto al mismo mes de 2021 que fue de 207.66 COP/kWh.

Fuente: XM

Para abril de 2022 el índice MC fue de 281.9 COP/kWh. Este índice corresponde al precio promedio ponderado de los contratos para el cálculo de la tarifa de los usuarios finales. El incremento de 6.89 COP/kWh respecto al mismo mes del año anterior. y respecto a abril de 2021 incrementó un 17.13% (240.70 COP/kWh).

Adicionalmente, durante abril de 2022 se transaron 348.52 GWh en contratos bilaterales de largo plazo con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), de los cuales 330.06 GWh provienen de contratos adjudicados a través de las subastas del Ministerio de Minas y Energía y 11.46 GWh provienen de convocatorias públicas.

Se resalta que, del total de la energía requerida para atender el mercado regulado, el 7.80% contratado proviene de recursos FNCER.

Bolsa de energía

En abril de 2022, el precio promedio ponderado de bolsa fue de 145.66 COP/kWh decreciendo 36.51% con respecto al precio promedio del mes anterior que fue de 229.40 COP/kWh y decreciendo 11.39% con respecto a abril de 2021 que fue de 164.38 COP/kWh.

El precio de bolsa está relacionado directamente con el tipo de fuente de generación. En abril, el 86.27% de la energía se generó con fuentes renovables principalmente hidráulica y el 13.73% de la energía restante con fuentes no renovables. Esta distribución en gran medida se debe al comportamiento del embalse agregado cuyo volumen pasó de 57.38% en marzo a un 63.97% en abril de 2022.

Por su parte, las compras en la bolsa de energía realizadas por los comercializadores para atender a sus usuarios en abril de 2022 correspondieron al 15.91% del total de la demanda de energía, presentando una disminución del 2.28% respecto al mismo mes de 2021. En relación con las transacciones del Mercado de Energía Mayorista, el valor de la energía que compran los comercializadores disminuyó un 11.60% pasando de 169 mil millones de pesos en abril de 2021 a 150 mil millones de pesos en el mismo mes de 2022.

Transacciones

Estas son las cifras más destacadas de las transacciones en el Mercado de Energía Mayorista durante abril de 2022:

En el Mercado de Energía Mayorista se transaron 2.55 billones de pesos, 29.68% más de lo negociado en el mismo mes de 2021 (1.96 billones de pesos). De esta suma, 322,855.28 millones de pesos correspondieron a compras en bolsa de energía, donde el rol de XM es liquidar y compensar estos dineros, además de administrar las garantías para el pago de los mismos.
En abril, en contratos de largo plazo se liquidaron 1.85 billones de pesos, valor superior en un 30.05% a lo transado en el mismo mes de 2021 (1.42 billones de pesos). Este valor es superior principalmente por el aumento en el precio promedio de contratos despachados.

Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE)

Durante abril de 2022 el Sistema Interconectado Nacional (SIN) importó un total de 31.28 GWh presentando una disminución del 82.00% con respecto al mismo mes del año anterior que fue de 173.81 GWh. Asimismo, el valor de las transacciones por importación de energías fue de 3,551.14 millones de pesos, un 75.33% menos a lo transado el mismo mes del año anterior. Adicionalmente, se exportó 3.69 GWh, lo cual representó 331.48 millones de pesos.

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Nuevas tecnologías para nuevos mercados: Así es el plan de Longi en Latinoamérica

Para los fabricantes de insumos de los proyectos de renovables aún es un desafío sobreponerse al impacto de la pandemia. Asimismo deben adecuarse a los tiempos de los diferentes planes de transición energética que emprende cada uno de los países. 

En este sentido, Rodrigo Sotelo, Sales Manager Utility Mexico & CA de Longi, cuenta que la compañía proyecta instalar 112 MW en Brasil, 111 MW en México, 32 MW en Colombia y 240 MW en Chile. 

“Más allá de las dificultades, queremos apoyar proyectos en diferentes lugares, principalmente en Centroamérica que presenta complejidades muy grandes”, destaca.

Al respecto describió la situación actual de México y República Dominicana, particularmente. Dos países que tienen diferentes maneras de encarar la transición.

En el primero, el marco normativo y sus planes estratégicos apuestan a desarrollar la generación distribuida.

De manera que con soluciones que se adapten a las características tanto eléctricas como mecánicas del código de red, las características de instalación en superficies de canales industriales cumplan con un máximo de generación.

En cambio, en República Dominicana, se está invirtiendo no solamente en abrir otros tipos de generación sino en fortalecer su sistema de transmisión con tres líneas que van a ayudar a dar el despacho en ciertas zonas con el objetivo de atraer la inversión. 

“Para los países de Centroamérica la generación es una verdadera necesidad. La producción se está quedando corta y corren riesgos de apagones”, destaca Sotelo.

Es en este sentido que el ejecutivo pone en el foco del análisis el factor ambiental como el principal desafío en la región y como propuesta de valor. Longi garantiza el acompañamiento, la eficiencia y el respaldo de cada proyecto. 

Apuesta a la eficiencia en todos los sentidos

Desde el análisis de bancabilidad y financiamiento para mitigar riesgos con los fondos de inversión, pasando por la eficiencia por metro cuadrado, Longi busca aterrizar en potencias de salida de 550 MW con soluciones monofacial y bifaciales.

La estructura de encapsulación de vidrio del módulo bifacial tiene una mayor resistencia a la erosión ambiental por el vapor de agua, la niebla salina, etc. Los módulos monofaciales son más adecuados para la instalación de baldosas en regiones montañosas y aplicaciones distribuidas.

En temas de la construcción, pretenden una estandarización, integrando diferentes componentes, ya que el módulo evoluciona más rápido y se deben adaptar. 

Pensando en plazos de 30 y hasta 40 años, la compañía respalda proyectos asegurando la flexibilidad y transparencia en los costes. “Buscamos robustecer estas soluciones pero más adelante evolucionaremos al utilizar otro tipo de energías”. 

Innovación en paneles solares

El Hi-Mo 5 tiene una gran potencia y una alta eficiencia, lo que lo hace más rentable en la BOS. 

Este modelo puede aumentar la potencia de una sola cadena, y puede aumentar significativamente la relación CC/CA cuando se utilizan inversores, lo que puede diluir el coste de los equipos eléctricos y, por tanto, reducir el LCOE. 

Además puede reducir el coste logístico de los módulos gracias a su mayor aprovechamiento del espacio de los contenedores.

“Es una apuesta muy importante que hacemos en la segunda generación de Hi-Mo 5 con potencia de salida de 550, de 500 W en 56 celdas y 54 celdas potencia de salida de 410 W para mercados comerciales”, afirma Sotelo. 

Asimismo, concluye en que no solamente el objetivo es acompañar en la transición energética a sus clientes sino que sus procesos también enfrentan una evolución en este sentido. 

Por eso el 40 por ciento de la energía que consumen actualmente en la fábrica es renovable y hacia el final del 2050 proyectan que sea el 100 por ciento. 

Al igual que la fabricación de módulos se transformará al concepto de economía circular cumpliendo con los requisitos en cada uno de los mercados. 

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SPR adhiere con la ONU: para que el futuro sea sostenible debe basarse en energías renovables

El Secretario General de la ONU, António Guterres, alertó que el aumento del nivel del mar y de la temperatura de los océanos, y su acidificación, así como las concentraciones de gases de efecto invernadero, alcanzarán nuevos y alarmantes récords. En tal sentido, advirtió que el tiempo apremia y señaló que, al romperse el sistema energético mundial, el mundo se ha puesto al borde de la catástrofe climática.

No obstante, mencionó que para estabilizar el calentamiento global a 1,5 grados y evitar los peores efectos de la crisis climática, el mundo debe actuar en el curso de esta década. “La buena noticia es que tenemos el salvavidas al alcance de la mano. Para que el futuro sea sostenible, también deberá ser renovable”.

Tras señalar que la transformación de los sistemas energéticos es fácil de lograr, destacó que las tecnologías de energía renovable, como la eólica y la solar, están ampliamente disponibles y, recordó que, en la mayoría de los casos, son más baratas que el carbón y otros combustibles fósiles.

Al respecto, Brendan Oviedo, presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables -SPR-, recordó que en la última década el costo de la energía eólica se redujo en 56%, mientras que el costo de la energía solar y las baterías cayeron en un 85% y no requieren de subsidios, son competitivas con otras tecnologías. “Estas ventajas no las hemos aprovechado aún. Son necesarios cambios regulatorios para trasladar las eficiencias de esas tecnologías. Para ello se requiere decisión política, responsables institucionales para estructurar el proceso adecuadamente, debe ser un proceso totalmente inclusivo y horizontal para efectos de darle el valor y justificación que requiere porque al final el resultado será la aprobación de normas”.

Esta inacción para impulsar las modificaciones regulatorias demora realizar inversiones en el sector. Actualmente tenemos tres centrales eólicas con capacidad de 565 MW y una central solar en construcción que juntas representan US$ 759 millones, y podría haber más, dijo Oviedo tras precisar que de acuerdo al último plan de transmisión presentado por el COES hay 17 541 MW entre solar y eólica con estudios de pre operatividad en trámites o aprobados.

En ese sentido, destacó que el Secretario General de la ONU resalte el hecho que la inversión en energías renovables crea puestos de trabajo, el triple de los generados por las energías tradicionales.

Precisamente, para Guterres los “gobiernos deben crear marcos y reformar la burocracia para igualar las condiciones en favor de las energías renovables”. “Pido a los Gobiernos que aceleren y agilicen la aprobación de proyectos solares y eólicos, que modernicen las redes y que fijen objetivos ambiciosos de energía renovable alineados con el objetivo de 1,5 grados y que ofrezcan seguridad a inversores, promotores, consumidores y productores”. Las políticas de energía renovable son fundamentales para reducir el riesgo del mercado e impulsar la inversión en el sector.

“Cada minuto de cada día, el carbón, el petróleo y el gas reciben aproximadamente 11 millones de dólares en subsidios. Cada año, los Gobiernos de todo el mundo invierten alrededor de medio billón de dólares en bajar artificialmente el precio de los combustibles fósiles, más del triple de lo que reciben las energías renovables. “Hay que poner fin a este escándalo”, dijo António Guterres.

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El acuerdo con el sector pesquero será clave para el desarrollo de la eólica marina en España

Javier Monfort, country manager de BlueFloat Energy, destacó que el principal reto de la eólica marina es la concertación del territorio. Además advirtió que tanto los promotores, como los desarrolladores, tendrán que hacer “un esfuerzo” y consensuar con el sector pesquero».

En esta línea, comentó que los proyectos del primer concurso de la tecnología tienen que ser ejemplares, pidiendo porque tengan el mayor grado de cohesión que se pueda conseguir.

Por otra parte, Monfort apuntó al rol que debiera asumir la administración pública “estableciendo un marco normativo” para organizar la convivencia entre la industria pesquera y los proyectos eólicos marinos.

También indicó que tiene que haber un balance a la hora de mover al sector de la pesca o realizar pasillos para crear una coexistencia.

Cabe recordar que, durante el 2021, fue presentado el proyecto de parque eólico marino “Nordés”, que estaría ubicado en la costa de Ferrol, A Coruña, y tendrá 1,2 GW de potencia instalada.

En el mes de febrero de este año el sector pesquero de Galicia, Asturias y Cantabria, se unieron en una plataforma llamada “Manifiesto de Burela en defensa del sector pesquero del Cantábrico-Noroeste”.

Estos se manifestaron en contra de este megaproyecto, argumentando que “es inviable, ya que está afectando directa o indirectamente a 30 caladeros de pesca”.

Para poner paños fríos, la Directora General de Pesca, Acuicultura e Innovación Tecnológica de Galicia, Mercedes Rodríguez, destacó la necesidad de avanzar en el desarrollo de tecnologías renovables, pero también este debe ser compatible con la actividad pesquera y con la preservación del ecosistema.

La Xunta de Galicia, órgano colegiado del gobierno de la ciudad autónoma, tiene armada una hoja de ruta, apostando en convertirse en un polo de energías renovables y acelerar la transición energética.

En este sentido, Monfort remarcó que hay una gran parte de la industria que aún depende de los combustibles fósiles, y agregó que a todos esos sectores hay que ofrecerles soluciones verdes.

“Con lo cual hace falta capacidad importante renovable para dar coberturas a futura demanda, si queremos llegar a esos objetivos de emisiones cero”, explicó el directivo.

Asimismo, se refirió al rol que jugará la eólica marina en la transición energética: “Tiene un papel fundamental, porque nos va a permitir acceder a aguas profundas, que es donde se encuentra el recurso eólico de mayor densidad energética”.

“Es una energía predecible y con un perfil de generación que se adecua muy bien, podemos garantizar que el molino puede girar las 24 horas, los 365 al año, a una cierta capacidad. Eso es bueno para integrar renovables en los sistemas”, subrayó el country manager de BlueFloat Energy.

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Bolsonaro recibió autorización para privatizar Eletrobras, la principal compañía de generación y transmisión eléctrica de Brasil

El Tribunal de Cuentas de la Unión aprobó este miércoles el plan de capitalización de Eletrobras, la principal compañía de generación y transmisión eléctrica de Brasil. El plan supone la emisión de nuevas acciones para reducir la participación accionaria estatal en la compañía, dando lugar a una privatización parcial. La expectativa del gobierno es concretar la capitalización en junio. Si lo consigue, el presidente Jair Bolsonaro lograría la privatización más significativa de su mandato y de cara a las elecciones presidenciales de este año. En la agenda del gobierno también figura el proyecto para la expansión del mercado libre eléctrico.

El plan de capitalización de Eletrobras impulsado por el gobierno y aprobado a mediados del año por el Congreso brasileño requería de la aprobación del Tribunal de Cuentas de la Unión (TCU), el órgano que fiscaliza las cuentas del Estado. Finalmente, el TCU aprobó ayer el plan por siete votos a favor y uno en contra. “Por 7 votos a 1, declaro vencedora la propuesta” de capitalización, dijo la jueza y presidenta del TCU, Ana Arraes.

Los ministros del tribunal evaluaron los parámetros del rango de valor para cotizar las acciones que serán ofrecidas al mercado. El aval del TCU es para los mercados el principal factor de riesgo para la capitalización de Eletrobras. El resultado de ayer allana el camino para la privatización. El objetivo del gobierno es liquidar el control de la empresa estatal para principios de julio.

Creada en 1962, Eletrobras es la empresa líder en generación eléctrica y transmisión de Brasil. Concentra el 29% de la capacidad de generación eléctrica y es dueña de unos 76.000 kilómetros de líneas de transmisión. Más del 90% de sus activos de generación son de bajas emisiones de gases de efecto invernadero, siendo principalmente centrales hidroeléctricas y en menor medida centrales nucleares.

Expectativa

Mediante la emisión de nuevas acciones el gobierno busca reducir la participación estatal en el capital de Eletrobrasdel 72% al 45%, según analistas de la propuesta oficial. La expectativa oficial es recaudar hasta 67.000 millones de reales, o unos US$ 13.500 millones al tipo de cambio vigente. El Tesoro se quedaría con 25.000 millones de reales y el resto sería destinado a programas públicos.

El gobierno intentará comenzar a vender las acciones de Eletrobras en el transcurso de las próximas tres semanas. El Ministerio de Economía busca completar la operación antes del 21 de junio para evitar realizar su oferta durante el verano en el hemisferio norte, un momento del año en el que suele haber menos liquidez para este tipo de operaciones.

Existe la posibilidad de que el proceso de capitalización quede trunco por demandas judiciales que deriven en alguna medida cautelar. No obstante, hasta el momento no prosperó ninguna de las objeciones a esta operación presentadas ante el Supremo Tribunal Federal de Brasil. En el gobierno entienden que el aval del TCU allana definitivamente el camino para la capitalización.

También busca concretar la misma lo antes posible de las elecciones presidenciales de octubre. Bolsonaro metió de lleno su política de privatizaciones en la campaña electoral brasileña para rivalizar con Luiz Inácio Lula da Silva, su principal competidor. Hace unos días el presidente designó a un nuevo ministro de Minas y Energía para comenzar los estudios de privatización de Petrobras, la petrolera de bandera.

Lula criticó el intentó de privatizar la compañía. “Sin una Eletrobras pública, Brasil pierde buena parte de su soberanía y seguridad energética”, dijo el ex presidente ayer en redes sociales. “Las facturas de electricidad serán aún más caras, pero los que no saben gobernar tratan de vender empresas estratégicas, más aún apresurándose a vender en liquidación”, agregó.

Voto en contra

El único voto en contra del plan de capitalización en el Tribunal de Cuentas fue el del juez Vital do

Rêgo, que considera que el gobierno subestima el valor de la empresa.

El juez dijo haber detectado irregularidades que podrían representar pérdidas por hasta 46 mil millones de reales para el Estado si avanza con la operación. La principal irregularidad fue detectada en Eletronuclear, la empresa subsidiaria de Eletrobras dueña y operadora de las centrales nucleares brasileñas.

El eje del cuestionamiento son los dividendos adeudados por Eletronuclear y cómo esto repercutiría sobre el control final de las centrales nucleares. Según el juez existen inexactitudes en los estados financieros de las empresas, con cerca de 2,7 mil millones de reales en dividendos no pagados por Eletronuclear a Eletrobras desde 2010. Esto generaría pérdidas al Estado si el gobierno avanza con la privatización de Eletrobras.

También supone un conflicto legal por la propiedad de las centrales nucleares, que por ley deben estar bajo control público. En septiembre el gobierno creó ENBpar, una empresa estatal a la que transferirá las centrales nucleares y la parte brasileña de Itaipú, la represa binacional con Paraguay. “En otras palabras, la empresa dejó de pagar dividendos. De acuerdo con la ley, estos dividendos se convertirán en acciones. En ese ámbito, los dividendos devengados y adeudados por Eletronuclear anulan la asunción del control accionario de ENBPar sobre Eletronuclear, resultante de la reestructuración societaria”, marcó do Rêgo en su fallo.

La consecuencia sería que una Eletrobras bajo control mayoritariamente privado pasaría a tener un control accionario predominante sobre ENBPar, lo que supone un conflicto legal con la ley 14.182 que establece que Eletronuclear debe seguir siendo controlada por el poder público. Según el ministro, esto favorecería el acceso del sector privado a informaciones tecnológicas relacionadas con las actividades nucleares.

Además habló sobre irregularidades en la valoración de Itaipú, con supuestos que habrían llevado a una importante subvaloración de la participación de Brasil en la empresa binacional. El juez argumentó que la valoración tiene que estar basada en el flujo operativo de la planta, lo que no se habría hecho, y que ese cálculo tiene un impacto directo en el precio de la acción durante el proceso de capitalización.

Mercado libre

La privatización de Eletrobras esta en sintonía con la intención del gobierno de aprobar el proyecto de ley de modernización del mercado eléctrico brasileño, que se espera que sea tratado por la Cámara de Diputados en los próximos días.

El proyecto de Ley 414/2021 prevé la apertura del mercado libre de energía a todos los consumidores del país en un plazo de 42 meses a partir de su sanción. En Brasil existen el mercado libre y el mercado regulado de energía. Al primero solo tienen acceso hoy los grandes consumidores de energía, que son típicamente las industrias y los grandes comercios. En el mercado libre generadores y consumidores negocian libremente los precios de la electricidad. Esta opción no existe en el mercado regulado, en donde las distribuidoras son las que contratan la energía que entregan luego a los consumidores.

La Cámara de Comercialización de la Energía Eléctrica de Brasil asegurá que el mercado libre cuenta actualmente con 27.586 unidades consumidoras. Según la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel) existen 88,7 millones de unidades consumidoras en el mercado regulado.

Abraceel, la asociación brasileña de comercializadores de energía), señala que los precios de la energía en el mercado libre son hasta un 58% inferiores a los del mercado regulado. En promedio, la tarifa de energía en el mercado regulado es de R$ 430/MWh, mientras que el promedio en el mercado libre es de R$ 182/MWh.

El presidente de Abraceel, Rodrigo Ferreira, afirmó que existen “tres grandes eventos que liberarán energía para el libre mercado”: el desacoplamiento de las usinas de Eletrobras, la expiración en 2023 del acuerdo financiero entre Brasil y Paraguay sobre la energía generada por Itaipú, y la descontractualización de un volumen considerable de centrales térmicas. “Estos 3 elementos descontracturarán el 31% de la cartera de las distribuidoras”, dijo Ferreira.

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YPF promueve en EE.UU. inversiones para energía en Argentina

En el marco de los festejos por el centenario de YPF, se realizó una reunión en la embajada de Argentina en los Estados Unidos para analizar las perspectivas de inversión en petróleo y gas que se abren en el país.

Del encuentro participaron el embajador argentino en Estados Unidos, Jorge Argüello, el presidente de YPF, Pablo González, y el CEO de la compañía, Sergio Affronti. Entre los oyentes estuvieron presentes representantes del gobierno de los Estados Unidos, del Council of Americas y de las empresas Chevron, Exxon, la italiana ENI, DOW Chemical, Baker y Nabors, además de analistas de mercado e inversores.

Previo a esta presentación, Pablo González y los representantes de YPF abordaron una agenda de trabajo con el vicepresidente del Council of the Americas, Eric Farnsworth; y diputados de distintos partidos políticos. También, se reunieron con Harry Kamian, subsecretario de la Oficina Nacional de Recursos Energéticos.

YPF presentó las perspectivas de inversión que se abren en el país a partir de los resultados que obtuvo la compañía especialmente en Vaca Muerta. La producción de crudo no convencional mostró un crecimiento del 52 % mientras que la producción de gas no convencional aumentó 140 % cuando se compara el primer trimestre del año con el mismo período del año anterior.

También, se abordó la agenda de la transición energética y los planes de YPF para impulsar la reducción de emisiones logrando eficiencias en la producción de hidrocarburos e impulsando la producción de renovables a través de YPF Luz e Y-TEC.

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RenovAr: ya se liberaron 600 MW por rescisión de contratos PPA

La Secretaría de Energía contabiliza hasta el momento 604,7 MW de potencia asignada para proyectos de energía renovable que no se construyeron y que liberaron prioridad de despacho retenida. Se trata de 27 proyectos adjudicados del programa RenovAr, la iniciativa para fomentar las energías renovables impulsada por el gobierno de Mauricio Macri. Pero, según información publicada por la Subsecretaría de Energía Eléctrica, a cargo de Federico Basualdo, a la que accedió EconoJournal, en el corto plazo podrían sumarse otras rescisiones de contratos que llevaría a una liberación de más de 1.091,3 MW.

El proceso para liberar potencia renovable asignada a proyectos adjudicados en el programa Renovar comenzó en diciembre del año pasado cuando el gobierno publicó la Resolución 1260/21. La intención del Ejecutivo es purgar el universo de proyectos renovables que no se construyeron, principalmente por la crisis económica desatada en 2018 que, entre otras cosas, complicó la obtención de financiamiento por parte del sector. Según la cartera energética, la liberación de la prioridad de despacho podría traer nuevas inversiones en generación renovable, que estaban bloqueadas porque no hay capacidad de transporte en las redes.

Plazos vencidos

En total, 46 proyectos que suman 1.091,3 MW dieron algún tipo de respuesta hasta ahora ante la Resolución 1260, según la Subsecretaría de Energía Eléctrica. De este grupo, optaron por la rescisión contractual 27 proyectos y liberarán potencia retenida en el corto plazo. Eligieron la reconducción contractual 6 proyectos (99,1 MW), que significa una prórroga bajo las condiciones de Resolución 1260 (achicar el contrato y acotar la potencia de generación). Y hay un lote de 12 proyectos (288,2 MW) que están en un proceso de rescisión por incumplimiento contractual y se prevé que liberen potencia en el mediano plazo. Son proyectos que presentaron alguna objeción a la propuesta de salida que plantea la resolución del gobierno. Además, hay un proyecto de 100 MW en rescisión de común acuerdo.

Pero también hay empresas adjudicadas que todavía no respondieron a la resolución o presentaron objeciones y amparos judiciales. En los hechos, serían casi 100 desarrollos del programa RenovAr que no se construyeron (alrededor de 1.600 MW de potencia) sobre un total de 187 proyectos adjudicados en las cuatro rondas de licitación, que en total sumaron 5.044,6 MW de potencia. La prioridad de despacho en las redes de transporte de energía que tienen reservados los proyectos adjudicados del programa RenovAr impide que se sumen otros desarrollos de generación renovable.

Provincias

El programa RenovAr tuvo cuatro rondas de licitación (1, 1.5, 2 y 3) entre el 2016 y julio de 2019, cuando se realizaron las últimas adjudicaciones. Implicó la firma de contratos PPA, (Power Purchase Agreement, por sus siglas en inglés), en dólares y a 20 años con Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista.

En 21 provincias se otorgaron 187 proyectos de generación de energía renovable, principalmente de gran escala para parques eólicos y solares. Los desarrollos que no fueron construidos suman casi 100 y se encuentran en las provincias de Buenos Aires, Santa Fe, Mendoza, Córdoba, Tucumán, Corrientes, Santiago del Estero, San Juan, Salta, La Rioja y Formosa.

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Licitan las obras de abasto de electricidad en la Comarca Andina (Chubut-Río Negro)

El secretario de Energía Darío Martínez, y el subsecretario de Energía Eléctrica Federico Basualdo, participaron en la ciudad de Rawson, junto al gobernador de Chubut Mariano Arcioni, de la Apertura de sobres de la licitación para ampliar el abastecimiento eléctrico a las seis localidades de la Comarca Andina del paralelo 42.

El objetivo de estas obras, con una inversión estimada de más de 590 millones de pesos, es ayudar en la recuperación de la zona luego de los incendios que la afectaron en marzo 2021, así como contribuir a mejorar la seguridad en el transporte de energía eléctrica para prevenir futuros siniestros. Los trabajos consisten en una Línea de Media Tensión (LMT) en 33kV desde la ET El Coihue a la nueva ET Epuyén, la ampliación Estación Transformadora El Coihue (1 campo nuevo en 132kV, reemplazo de celdas de 33kV y readecuación de las instalaciones existentes), y en la adquisición de los materiales necesarios para la ejecución de las Líneas Subterráneas.

La región conocida como la Comarca Andina del Paralelo 42 se ubica en la Patagonia andina, entre las provincias de Río Negro y de Chubut a ambos lados del límite interprovincial. Esta zona tiene una importante actividad turística y las obras son una demanda histórica de sus más de 35.000 habitantes.

Del evento participaron, además, el vicegobernador de Río Negro, Alejandro Palmieri,
el diputado nacional por Chubut, Santiago Igón, el Gerente General de Cammesa,
Sebastián Bonetto, y los intendentes chubutenses de Lago Puelo, Augusto Sánchez; El Hoyo, Pol Huisman; Epuyén, Antonio Reato; Cholila, Silvio Bourdargham; y El Maitén, Oscar Currilen. Por la provincia de Río Negro participó el intendente de El Bolsón, Bruno Pogliano.

Durante el acto, el secretario de Energía Darío Martínez destacó que “estamos cumpliendo con el mandato de reconstruir un país más federal, que crece y necesita más energía de calidad para todos y todas, vivan donde vivan”.

Basualdo, en tanto, subrayó que “estar hoy acá es posible gracias a un trabajo coordinado entre las localidades de El Maitén, Lago Puelo, El Hoyo, Epuyén , El Bolsón, el gobernador de Chubut Mariano Arcioni, la gobernadora de Río Negro Arabela Carreras y el Gobierno Nacional.

Martínez destacó además “el gran trabajo del diputado Santiago Igon, y refirió que “luego de las reuniones que mantuvimos con los gobernadores y los intendentes podemos estar en esta apertura de sobres y podemos decir que en un año y medio la obra va a estar finalizada y permitirá evitar incendios y dejar de quemar combustible”.

Basualdo destacó que “esta es una obra emblemática que acompaña el desarrollo de la región y el cuidado del medio ambiente, y que contribuye a evitar las complicaciones que trae el tendido eléctrico en la Comarca Andina en relación a las altas temperaturas y los destrozos económicos y sociales causados por incendios como los que vimos el verano pasado”.

Por su parte, el gobernador de Chubut, Mariano Arcioni, manifestó que “esta es una de las obras que le reclamamos muchas veces al gobierno anterior, pero nos decían que no era prioridad. Una obra que va a potenciar la producción y el turismo”.

Alejandro Palmieri, vicegobernador de Río Negro, sostuvo que “esta obra va a brindar enormes beneficios y soluciones esperadas durante décadas a más de cinco localidades de la Comarca Andina y a El Bolsón, que es la más austral de nuestra Provincia”, y remarcó “el aporte de la Secretaría de Energía de la Nación para que esta obra se lleve adelante”.

“Vamos a brindar una solución histórica a la región, y va a significar la posibilidad de crecimiento que hoy está restringida por el suministro eléctrico”, agregó.

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Nucleoeléctrica Argentina defendió la importancia del proyecto Atucha III

La energía nuclear otorga «previsibilidad» al sistema eléctrico nacional no sólo desde el aspecto de generación eléctrica por su alto factor de carga, sino también desde el punto de vista de costos de producción, ya que las variaciones internacionales del precio del uranio, con el cual se fabrica el combustible nuclear, tienen un impacto casi marginal, afirmó Alejandro Estevez, director de Nucleoeléctrica Argentina.

Estevez recordó que, luego de varios meses de negociaciones con la contraparte china, el 1° de febrero de este año se firmó el contrato técnico-comercial para la cuarta central nuclear y explicó que actualmente se trabaja en el acuerdo por el financiamiento: «Se están dando los pasos que corresponden para poder avanzar con este proyecto que es central para el futuro de nuestro país en el marco de la transición energética», aseguró.

Julián Gadano había señalado: «Negociamos mucho con China, viajé 11 veces en cuatro años, y lo único que tengo para decir es que (…) no llegamos a un acuerdo y esta administración lo único que hizo fue firmar el proyecto que nosotros habíamos negociado y nos parecía que le faltaba».

En respuesta, Estevez afirmó: «Habría que preguntarle a Gadano qué hizo las 11 veces que dice que fue a China porque durante su gestión el proyecto Atucha III estuvo completamente paralizado. Por los resultados pareciera que fue solamente por turismo nuclear. Las declaraciones respecto al financiamiento son un fiel reflejo de la política de abandono al sector nuclear que llevó adelante el exfuncionario”.

El directivo de Nucleoeléctrica Argentina agregó: «la energía nuclear es fuente de beneficios extraordinarios en el marco de una planificación energética de mediano y largo plazo, por eso países como Francia, China, Emiratos Árabes Unidos y la India siguen invirtiendo en dicha tecnología con planes de expansión muy ambiciosos».

Asimismo, en relación a las declaraciones, en las cuales Gadano consideró «bizarro» que las autoridades nucleares hayan firmado un contrato comercial por el cual se comprometen a construir una central nuclear de origen chino y no tienen el contrato financiero, Estevez expresó: «¿Cómo pretendía llegar a un acuerdo financiero sin saber lo que se iba a financiar? Por los resultados, claro está, que era una estrategia para dilatar las negociaciones y no hacer nada, una falta de respeto total a la contraparte China».

La inversión total del proyecto Atucha III es de US$ 8.300 millones equivalentes y no de 14.000 millones, corrigió Estevez, al tiempo que aclaró: “ese valor correspondía a la financiación de dos centrales nucleares: la central tipo Candu -de uranio natural y agua pesada- y el reactor Hualong One -de uranio enriquecido y agua liviana-, que fue desmantelado por la gestión del macrismo».

«Es un grave error pensar en términos de corto plazo, ya que la energía más cara es la que no se tiene cuando se la necesita, prueba de ello es la crisis energética desatada por el conflicto bélico en Europa a inicios de este año, por el cual los precios de la energía eléctrica alcanzaron valores superiores a los 500 euros por MWh en algunos países de fuerte dependencia de importación de energía», concluyó.

Atucha III

El 1° de febrero de 2022, Nucleoeléctrica Argentina firmó con la Corporación Nuclear Nacional China (CNNC) el contrato para la construcción de Atucha III, una nueva central nuclear con un reactor de 1200 MWe y una vida útil inicial de 60 años que se instalará en el Complejo Nuclear Atucha, en la localidad de Lima, provincia de Buenos Aires.

El proyecto supone una inversión de USD 8.300 millones y permitirá incrementar en más de un 60% la generación eléctrica de origen nuclear.

El contrato EPC (ingeniería, compras y construcción) prevé la provisión de la ingeniería, construcción, adquisición, puesta en marcha y entrega de una central del tipo HPR-1000, que utilizará uranio enriquecido como combustible y agua liviana como refrigerante y moderador.

Las obras de construcción requerirán la creación de más de 7000 empleos durante el pico de obra, 700 empleos fijos para su operación y una integración aproximada del 40% con los proveedores nacionales.

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Drilling Down: Riesgos cibernéticos y geopolíticos de la industria del petróleo y gas para 2022

Drilling Down es la nueva publicación de KPMG para la industria del petróleo y el gas. Reúne artículos estratégicos de expertos que son referencia para el sector.

“En mis casi 30 años de observar los mercados petroleros, no puedo pensar en un momento en el que geopolíticamente haya existido tanta incertidumbre sobre los puntos altos y bajos en términos de precios, oferta y demanda”, afirma Raad Alkadiri, director General, Energía, Clima y Recursos, Eurasia Group en el primer artículo de la revista Drilling Down, la nueva publicación de KPMG para la industria del petróleo y el gas.

Las tensiones geopolíticas mundiales actuales, combinadas con una creciente incertidumbre en las cadenas de suministro, han dado lugar a un aumento en los precios de los hidrocarburos. Y si bien ello ha supuesto un respiro financiero temporal para el sector, también ha promovido nuevos desafíos y un incremento del escrutinio externo.

Para Manuel Fernandes, socio líder de Energía y Recursos Naturales de KPMG en América Latina, KPMG cree que es tiempo de colaborar para que la industria fortalezca sus defensas y diseñe los controles adecuados para hacer frente a los riesgos que van desde la geopolítica hasta la cibernética y la gestión de talentos. “La nueva revista Drilling Down tiene esta misión. Reúne artículos estratégicos de expertos en la industria que son referencia para el sector”, afirma.

En esta primera edición, el foco está puesto en los riesgos cibernéticos y geopolíticos y en como mitigarlos:
• Acelerando la seguridad OT para una rápida reducción de riesgos. Protegiendo el entorno de tecnología operativa a medida que se incrementa su digitalización y conexión (en castellano).
• Llevando el análisis de los peligros en los procesos cibernéticos a la era digital. Ampliando el análisis de las amenazas de procesos para cubrir los riesgos cibernéticos (en castellano).
• Principales riesgos a los que se enfrenta la industria del petróleo y el gas en 2022, y qué se puede hacer al respecto: siete claves para preparar su empresa para lo inesperado. (en inglés).

“Es imposible predecir el futuro. Quién podría haber imaginado la pandemia de Covid-19 y una guerra de estas dimensiones en Ucrania. Sabemos que gran parte de lo que puede suceder está fuera del control de la industria del petróleo y el gas. Sin embargo, la nueva revista brinda información y un análisis pormenorizado para que su organización esté mejor posicionada y preparada, independientemente de lo que ocurra en 2022”, comentó Manuel Fernandes.

Por su parte, Diego Calvetti, Socio líder de Energía y Recursos Naturales KPMG Argentina
afirma que “en una industria cada vez más tecnificada donde el avance tecnológico genera una importante ventana de oportunidades, las empresas no deben perder de vistas los riesgos asociados y estar preparados para responder garantizando la continuidad de las operaciones. Drilling Down nos da la oportunidad de generar un ámbito colaborativo que permita el fortalecimiento de la industria y nos mantenga atentos a los riesgos y tendencias en este contexto de cambios e incertidumbre”.

Por último, Walter Risi Walter Risi, Socio de Consulting en KPMG de Argentina y Líder Global de Ciberseguridad en IIOT en KPMG Global, cree que “las empresas del sector deben asumir que en algún momento puede ser su turno de ser víctima de un ciberataque, tal como les está sucediendo a empresas clave de diferentes sectores en la Argentina. Incluso empresas muy preparadas pueden ser víctimas de un incidente avanzado. En este contexto, es clave continuar los aspectos preventivos, pero también asegurarnos una capacidad de respuesta y remediación ágil, como mencionamos en el artículo”, señaló.

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Gasoducto Néstor Kirchner: el Central liberará este jueves los dólares para el primer anticipo correspondiente a la adquisición de las cañerías

Enarsa adjudicó el 3 de mayo a la empresa SIAT, perteneciente al Grupo Techint, la licitación para el abastecimiento de las cañerías del gasoducto Néstor Kirchner. La compañía estatal debería haber girado entonces un primer anticipo para la obra, pero fue la propia Techint la que solicitó frenar la transferencia de los pesos porque aseguró que no tiene aún la autorización del Banco Central para comprar los dólares que debe enviar a Brasil. El pedido generó múltiples especulaciones sobre si están disponibles esos dólares. EconoJournal consultó a la autoridad monetaria donde aseguraron que en la reunión de Directorio de este jueves se habilitará el acceso a las divisas.

La construcción del gasoducto Néstor Kirchner es una prioridad del gobierno. Se supone que la primera etapa de la obra debe estar lista antes del inicio del próximo invierno. Por lo tanto, cualquier inconveniente motiva acusaciones cruzadas ya que nadie quiere ser identificado como el responsable de la más mínima demora.

La explicación de Enarsa

Luego de que el directorio de Enarsa formalizó la adjudicación de la licitación de los caños a Techint, se esperaba que se concretara la transferencia de un primer anticipo de casi 7000 millones de pesos y 211,3 millones de dólares. Como pasaron los días y ese giro no se concretaba, las miradas comenzaron a posarse sobre Enarsa, donde rápidamente buscaron deslindar responsabilidades al afirmar ante EconoJournal que ellos ya tienen los pesos, pero que fue Techint la que pidió que no se los giren porque no tiene asegurado el acceso al mercado oficial de cambios.

La carta de Techint

Cuando la repercusión por la demora comenzó a crecer, Techint dejó por escrito el pedido de que no le transfieran los fondos en una carta dirigida a Enarsa y a la Secretaría de Energía, fechada el 17 de mayo, donde afirma que llevaron adelante “diligentes gestiones tendientes a viabilizar el acceso al MULC (Mercado Único y Libre de Cambios) a fin de obtener las divisas necesarias (…) no habiendo obtenido hasta el presente respuestas concretas”.

En esas condiciones, la empresa comandada por Paolo Rocca rechazó el cobro del anticipo ya que no quiere quedarse con los pesos en la mano sin poder comprar los dólares en una economía donde la moneda nacional se devalúa todos los días.

“Proponemos, con el objetivo de poder llevar adelante el proyecto dentro de los plazos requeridos, que, previo a la firma del contrato de provisión de cañería, SIAT S.A., continúe con las gestiones mencionadas en el párrafo anterior y, una vez obtenida la autorización para el acceso al MULC, SIAT e IEASA procedan con el perfeccionamiento del contrato y la transferencia inmediata por parte de IEASA del pago del correspondiente anticipo financiero”, concluye la carta.

El escrito está dirigido a IEASA, aunque, como ya informó EconoJournal, el pasado 6 de mayo la compañía fue renombrada nuevamente como Enarsa en una asamblea extraordinaria de accionistas. De ese modo, se dejó atrás la denominación que le había puesto a la compañía el gobierno de Mauricio Macri.

Fragmento de la nota que Siat S.A. (Techint) le mandó a Enarsa y a la Secretaría de Energía.

La respuesta del Banco Central

“No hay ninguna traba”, respondieron desde el Banco Central cuando EconoJournal consultó sobre por qué Techint no tuvo acceso a los dólares. “Lo que pasa es que por el incremento que van a tener en sus importaciones deberían financiar el excedente, pero ellos dijeron que como las compras son para una obra del Estado no lo van a financiar. Entonces se les va a dar el acceso al mercado, pero eso lo tiene que autorizar el Directorio en la reunión de este jueves porque el pedido de acceso al mercado de cambios no cumple con la regulación que establece el Banco Central. Es un procedimiento de rutina que se sigue en algunos casos que escapan a la generalidad de la norma”, aseguró la misma fuente.

La regulación a la que se hace referencia es la Comunicación “A” 7466 a través de la cual el Banco Central se incorporó al Sistema Integral de Monitoreo de Importaciones (SIMI), que evalúa cada operación importadora, asignando a cada pedido para acceder a los dólares destinados a pagar importaciones la categoría A o B.

El Central habilita el acceso al mercado de cambios a un importador para las SIMI categoría A por el equivalente al menor de dos montos: el valor FOB de sus importaciones de 2021 más un 5% o el valor FOB de sus importaciones de 2020 más un 70%.

Si se superan esos montos, se le asigna la categoría B y el excedente debe ser financiado como mínimo a un plazo de 180 días corridos a contar desde el registro del ingreso aduanero de los bienes a la Argentina.

“En este caso se va a exceptuar a la empresa de esa obligación porque quien está llevando adelante la obra es Enarsa. En los hechos, a quien se exceptúa es a Enarsa, no a Techint”, aclararon desde la autoridad monetaria.  

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MSU Energy llegó a un acuerdo con BlackRock, Gramercy y Manzano y se quedó con las centrales eléctricas de Araucaria

La primera licitación que lanzó el gobierno de Mauricio Macri en 2016 para promover la ampliación del parque de generación eléctrica mediante la instalación de pequeñas centrales térmicas permitió que dos nuevos jugadores se sumaran al mercado de energía: fueron Araucaria Energy y MSU Energy, que ganaron varios proyectos en la provincia de Buenos Aires. Seis años más tarde, la trayectoria de ambas empresas es totalmente opuesta, aunque se convergen en un punto.

El primero no logró hacer pie, enfrentó severos problemas de gestión que derivaron en la incapacidad de conseguir la licencia social para operar algunos de sus proyectos y terminó al borde de la quiebra con un concurso abierto tanto en tribunales de Estados Unidos como en Canadá. En cambio, MSU Energy, que es propiedad de Manuel Santos Uribelarrea, uno de los mayores productores de oleaginosas del país, consolidó un management profesional, opera tres centrales por un total de 750 megawatt (MW) y obtuvo el respaldo del mercado local para financiarse de manera recurrente a buenas tasas (esta semana emitió un bono dólar MEP con un interés del 7,5%).

¿En qué punto se cruzan recorridos tan divergentes? En que MSU Energy acaba de absorber los cuatro activos de generación que eran de Araucaria, que a su vez era controlada por una firma creada en Canadá denominada Stoneway Capital Corporation.

La incorporación de las centrales eléctricas al porfolio de MSU marcó el final de una dura batalla económica y judicial entre actores de envergadura como BlackRock y Fidelity, dos de los mayores fondos de inversión del planeta; Gramercy, otro peso pesado en el mundo de los hedge funds, y José Luis Manzano, otrora ex ministro menemista y desde hace años reconvertido como empresario con extendida presencia en sector energético doméstico: es dueño mayoritario de las eléctricas Edenor y Edemsa (Mendoza), accionista minoritario de Metrogas y socio en Phoenix Globale Resources, una petrolera con yacimientos en Mendoza y en Vaca Muerta. Todos ellos estuvieron involucrados, de una u otra manera, en la eclosión de Araucaria Energy.

Punto final

El acuerdo que se terminó de homologar este miércoles en los tribunales de Nueva York —donde la empresa enfrentaba un proceso de quiebra bajo el capítulo 11 del código de bancarrota norteamericana— transfirió bajo la órbita de MSU Energy cuatro proyectos termoeléctricos con distinto grado de avance que habían sido adjudicados por licitación a Araucaria: Matheu, San Pedro, Luján y Las Palmas. Todos fueron otorgados en compulsa publica convocada por la resolución 21/2016 del entonces Ministerio de Energía.

Santos Uribelarrea en sus oficinas en pleno centro porteño durante una entrevista con EconJournal en 2019.

MSU ya estaba a cargo de la operación técnico-comercial de esas plantas con el aval de los acreedores de Stoneway, pero ahora pasó a ser el titular de las centrales térmicas. En las negociaciones que se extendieron durante el último año y medio estuvieron involucrados varios de los principales estudios jurídicos de la city porteña: Bruchou, Fernández Madero & Lombardi, Marval y Bomchill, entre otros. Y también en Nueva York como Cleary, Becker y Simpson.  

¿Cuál es el balance para cada actor?

Los acreedores de Stoneway Capital con un derecho de preferencia senior —como BlackRock y Fidelity, entre otros fondos— llegaron a un acuerdo con MSU para reestructurar el cronograma de cobro del dinero que prestaron a Araucaria. Se estableció un esquema de cancelación de una deuda senior que, una vez saldada, habilitará el pago de una deuda junior. Esa subdivisión de las acreencias que ahora deberá pagar MSU Energy contribuyó a descomprimir el flujo de fondos de los proyectos.

Gramercy, que había prestado US$ 220 millones en forma directa a Stoneway y quien fue en los hechos quien gatilló el proceso de Chapter 11 en EE.UU. para defender su posición en Araucaria, llegó a un acuerdo de preferred equity, que en la práctica significa que cobrará parte del capital desembolsado en Araucaria sólo en la medida que se cumplen una serie de condiciones después que se cancele la deuda con los acreedores principales. Terminó siendo el actor que más cedió dado que su poder de negociación era términos relativos más endeble que el de los otros fondos.

Manzano, que había ingresado en la estructura accionaria de Stoneway en 2020 tras obtener con la parte que estaba en cabeza de Rogelio Nores (hasta entonces principal referente de Araucaria), recibió una compensación económica para desprenderse de su participación en la compañía. Cerca del empresario mendocino celebraron el cierre del conflicto judicial. “Entramos a Araucaria con tres objetivos: preservar el activo; lograr una solución amigable fuera del concurso preservando el interés de todas las partes; y concretar una ganancia. Se han cumplido los tres, así que estamos muy contentos”, indicó uno de sus colaboradores directos ante la consulta de EconoJournal.

Por último, con la incorporación de las centrales de Araucaria, MSU prácticamente duplicará su tamaño para llegar a unos 1500 MW de potencia instalada. Deberá, sí, llevar adelante en los próximos meses una estrategia de contingencia para descomprimir el frente judicial y regulatorio que complica la operación de las usinas de Matheu, cerca de Pilar, y de Luján. Ambas están frenadas por la oposición de la comunidad donde están instaladas. Allegados a MSU indicaron que buscarán trabajar de forma conjunta con la Secretaría de Energía, así como también con los municipios involucrados, para encontrar soluciones que permitan retomar la generación de energía en las plantas. En el caso de la central Matheu, incluso se evalúa una eventual relocalización de la central si no hubiese otra alternativa.    

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CAPETROL PERFORÓ 5 POZOS EN LA CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE

En silencio y más haciendo que diciendo, como ha sido la característica de esta empresa nacida hace  menos de cinco años, está terminando los pozos de su primera campaña de perforación. Estos cinco  pozos son la cabecera de playa del desarrollo de Río Mayo. En Río Mayo, el área más alejada hacia el oeste de la cuenca del Golfo, se han perforado 5 pozos. La  compañía encargada de llevar adelante la perforación ha sido Venver. El 12 de febrero “el Juez”,  nombre con que fue bautizado el primer trépano de la compañía, inició su labor en el suelo  patagónico. Los […]

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Las petroleras se entusiasman con la flexibilidad cambiaria que promete Guzmán, pero esperan una señal concreta

En el sector creen que se habilitaría que las empresas puedan acceder a dólares por el 20% de la producción incremental de petróleo y gas; no esperan que sea un punto de inflexión El conflicto bélico en Europa revitalizó a la industria petrolera local sin necesidad de los estímulos fiscales que el Gobierno promete desde incluso antes de asumir, en diciembre de 2019. Pese a que se prometió una ley de promoción de inversiones en hidrocarburos (y hasta fue presentado por el propio Presidente en un acto en Casa Rosada), el texto nunca fue tratado en el Congreso. Ahora, la […]

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Negocio del petróleo quema gas suficiente para abastecer a toda África subsahariana

La quema mundial de gas en los yacimientos petroleros trepó en 20021 hasta los 144.000 millones de metros cúbicos, 2000 más que el año anterior. Se estima que cada metro cúbico de gas asociado que se quema genera alrededor de 2,8 kilogramos de emisiones de CO2 equivalente. Mientras la atención de los medios de comunicación y los políticos occidentales se centra casi exclusivamente en la guerra en Ucrania y sus consecuencias en el sector energético, el gran negocio del petróleo sigue prendiendo fuego al planeta Tierra con su práctica de quema de gas, muy poco denunciada pese a ser muy […]

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En marzo aumentó 67,1% el uso de la capacidad instalada en la industria

Los datos del Indec muestran que se trata del máximo nivel para el tercer mes del año desde el inicio de la serie en 2016. Está 8,3 puntos por encima de los niveles pre pandemia La utilización de la capacidad instalada en la industria fue de 67,1% en marzo, el máximo nivel para el tercer mes del año desde el inicio de la serie en 2016. Así lo informó ayer el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec). De esta forma, el uso de la capacidad instalada marcó un incremento de 2,6 puntos porcentual respecto al 64,5% registrado en marzo […]

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Afirman que nuevo gasoducto incrementará demanda de profesionales en Vaca Muerta

El cambio de escala que se podrá registrar en la actividad de la formación de Vaca Muerta, a partir de la construcción del gasoducto troncal Néstor Kirchner, “va a incrementar sensiblemente la demanda de profesionales”, afirmó hoy la directora ejecutiva de Fundación YPF, Ofelia Cédola, al participar de un encuentro con becarios en la sede de la petrolera en la ciudad de Neuquén La directiva, junto al vicepresidente del Upstream No Convencional de YPF, Pablo Iuliano, recibieron a las nuevas becarias y becarios, que formarán parte del programa que garantiza el acceso y el acompañamiento a los estudiantes de universidades […]

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Amplio apoyo de sectores productivos, sindicales, profesionales y académicos marplatenses a la exploración offshore

Darío Martínez firmó en Mar del Plata un convenio con la CGT para dar inicio a los cursos de capacitación a futuros trabajadores del petróleo, junto al IAPG y la UPT (Universidad Popular de los Trabajadores y Trabajadoras). En el marco de su visita a la ciudad, Darío Martínez recibió un amplio apoyo de los diferentes sectores sindicales, productivos, profesionales y académicos para avanzar con la exploración offshore en la costa bonaerense, quienes destacaron los beneficios que esta actividad traerá para la ciudad y la provincia, tanto en crecimiento de empleo como en desarrollo económico. Durante la firma del convenio […]

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Martín Guzmán se reunió con el Embajador de Italia, Fabrizio Lucentini

El ministro de Economía, Martín Guzmán, mantuvo este martes un encuentro en el Palacio de Hacienda con el embajador de Italia, Fabrizio Lucentini, con quien dialogó sobre la situación económica a nivel global y se continuaron fortaleciendo los vínculos entre ambos países. La profundización de lazos económicos entre ambos países es un objetivo que comparten los gobiernos tanto de Argentina como de Italia. De la reunión también participaron la secretaria de Asuntos Económicos y Financieros Internacionales, Maia Colodenco, y el Consejero Económico de Italia, Marco Leone. Los funcionarios dialogaron sobre la situación económica a nivel global y el fortalecimiento de […]

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San Juan: Analizan llevar adelante una campaña para la exploración de litio en el departamento Iglesia

La minera canadiense Origen Resources está trabajando en el proyecto con la sanjuanina Petra Gold SRL. La toma de muestras en la zona del proyecto fue una de las primeras actividades para avanzar con el desarrollo de Los Sapitos, en Iglesia. La toma de muestras en la zona del proyecto fue una de las primeras actividades para avanzar con el desarrollo de Los Sapitos, en Iglesia. () La posibilidad de contar en San Juan con un proyecto de litio está cada vez más cerca a partir de la decisión de la canadiense Origen Resources, asociada con una compañía de capitales […]

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En Barcelona, Morales reafirmó el liderazgo de Jujuy en la producción de energías limpias

“El rol de la energía solar, iluminando el hidrógeno verde”, es el título de la exposición que desarrolló el Gobernador de la Provincia en la Asamblea y Exposición Global de Hidrógeno Verde 2022 que se realiza en Barcelona. Gerardo Morales participa de la Asamblea y Exposición Global de Hidrógeno Verde 2022, que se celebra en Barcelona, en cuyo marco tendrá lugar una mesa redonda que definirá una hoja de ruta para iniciar la transición al hidrógeno verde solar, abordando aspectos técnicos, financieros y regulatorios, al tiempo que se plantearán aplicaciones con alto valor agregado y compromiso a largo plazo de […]

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Ecopetrol y Oxy acuerdan exploración conjunta en cuatro bloques del Caribe colombiano

Esta nueva alianza está alineada con la estrategia a largo plazo del Grupo Ecopetrol de fortalecer la exploración offshore o costa afuera. Los bloques se encuentran ubicados a una distancia promedio de más de 150 kilómetros de la línea costera de los departamentos de Atlántico, Magdalena y La Guajira. Se prevé la adquisición de muestras del fondo marino, como también la propuesta de perforación de un pozo en aguas profundas sujeta a las autorizaciones regulatorias y la culminación de los estudios técnicos. Ecopetrol S.A. y Occidental Petroleum Corp. (Oxy) informan que Ecopetrol y Anadarko Colombia Company, subsidiaria de Oxy, suscribieron […]

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LA PROVINCIA LICITARÁ 364 VIVIENDAS CON UNA INVERSIÓN QUE SUPERA LOS 2.000 MILLONES DE PESOS

Las unidades habitacionales se construirán a través del programa Casa Propia, Construir Futuro que financia el gobierno nacional y del Plan Habitar que se gestiona con fondos provinciales. El Ministerio de Infraestructura, Servicios Públicos y Hábitat anunció las licitaciones que se desarrollarán en la segunda quincena de mayo en materia de vivienda. El Ministerio de Infraestructura, Servicios Públicos y Hábitat anunció las licitaciones que se desarrollarán en la segunda quincena de mayo en materia de vivienda, financiadas con fondos nacionales y provinciales. Se trata de cinco aperturas de ofertas para construir 364 unidades habitacionales, que tendrán como lugar de destino […]

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El cambio climático volvió a batir récords por tierra, mar y aire en 2021

Ante “la sombría confirmación del fracaso de la humanidad en detener el cambio climático”, António Guterres propone un plan de transición hacia las energías renovables a través de cinco pasos. Cuatro indicadores de la situación de nuestro clima, las concentraciones de gases de efecto invernadero, el nivel del mar, la temperatura de los océanos y su acidificación, volvieron a batir récords en 2021, según el Informe sobre el Estado del Clima Mundial 2021*. El documento, que preparan los científicos de la Organización Meteorológica Mundial, destaca que esas nuevas marcas son “una clara señal de que las actividades humanas están causando […]

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Catamarca, a pocos días de recibir al evento de litio más importante de la región

La undécima edición del Seminario Internacional: Litio en la Región de Sudamérica, organizado por el medio especializado Panorama Minero, se realizará en plena capital catamarqueña el próximo 31 de mayo y 1 de junio. Con cupos agotados, el evento espera más de 500 personas y una fuerte presencia de empresas proveedoras y de minería, organismos de gobierno, diplomáticos y representantes internacionales.

Se trata de uno de los eventos de mayor repercusión relacionados al litio de Argentina y la región sudamericana, con amplia presencia global y el apoyo de los principales actores encargados de llevar adelante el desarrollo de este sector, clave en la minería argentina y principal receptor de la inversión minera internacional a partir del alto potencial de las salmueras del noroeste argentino.

Según información de la Secretaría de Minería, el país cuenta actualmente con dos proyectos en producción, dos en construcción, cuatro en factibilidad y otros 19 proyectos avanzados con un potencial productivo de 328.500 toneladas de carbonato de litio por año. La mayor parte de estos proyectos se presentarán en el evento, un simposio catalogado por referentes internacionales como uno de los más importantes a escala global y del que participan todas las partes involucradas.

Organizado desde 2011 por el medio especializado Panorama Minero, este seminario y encuentro de negocios cuenta con la concurrencia de actores estratégicos provenientes de Bolivia, Chile, Estados Unidos, Reino Unido, Australia, Canadá, Francia, Perú, Corea del Sur y China, entre otros.

Además, entre las empresas y actores participantes se destaca la presencia de los gobiernos de Jujuy, Salta y Catamarca; la Secretaría de Minería y el Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación, sumado a las disertaciones de más de 10 compañías mineras, las consultoras internacionales S&P Global Platts y CRU, y proveedores de la talla de YPF.

Sustentabilidad y ambiente, economía y mercados, futuras inversiones, análisis geopolítico y geología son algunos de los ejes que abordará esta undécima edición. El encuentro también contará con rondas de negocios exclusivas, shows y actividades en vivo.

Visite el programa de conferencias: https://bit.ly/Conferencias-LitioEnSudamerica2022

Toda la información en: www.litioensudamerica.com.ar

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Josemaría: comienza en septiembre la construcción del megaproyecto de cobre y evalúan establecer retenciones móviles para las exportaciones

El megaproyecto de cobre Josemaría, ubicado en la provincia de San Juan, comenzará con los movimientos de suelo en septiembre, luego del invierno. La construcción demandará cuatro años y Lundin, la minera canadiense a cargo del proyecto, planea iniciar la fase de producción en 2026. En este escenario, la empresa y el gobierno analizan un esquema de retenciones móviles para las exportaciones de cobre, que, según estima la compañía, serán de alrededor de US$ 1.100 millones anuales durante 15 años. Con estos números, superaría en exportaciones al complejo de petróleo y gas del país y abre la puerta a una nueva ola de producción de cobre en la Argentina.

La minera canadiense viene trabajando el esquema de retenciones con Roberto Arias, secretario de Política Tributaria del Ministerio de Economía. Según fuentes con conocimiento de estas negociaciones consultadas por EconoJournal, el Poder Ejecutivo quiere que sean retenciones móviles. Con un valor de la libra de cobre que hoy se sitúa en US$ 4,5, el esquema que están negociando, donde también interviene la cámara minera CAEM, contempla que haya retenciones a las exportaciones de un 8% como tope hasta que llegue a los US$ 5,6 por libra. Al mismo tiempo, el esquema implicaría cero por ciento de retenciones cuando el valor sea inferior a US$ 3,2 por libra de cobre.

Permisos

En estos momentos, la minera canadiense está avanzando técnicamente en la factibilidad fina del proyecto. A tres meses del inicio de la construcción, se encuentra a mitad de camino entre la ingeniería básica y la de detalle, que es la que permite avanzar concretamente con la obra. Luego de la aprobación en abril de la declaración de impacto ambiental, Lundin tiene un amplio trabajo de conseguir permisos de detalle, que tienen que ver con el trabajo con distintas entidades como los bomberos, Aduana, el Estado nacional y provincial y el Ejército, entre otros. En total, el proyecto necesita avanzar con 250 permisos de este tipo y buena parte del equipo de la compañía está abocado ahora sobre esto.

Lundin está en el país desde hace más de 30 años y atravesó distintas etapas, como la salida de la convertibilidad y los corralitos, y convive con los niveles de inflación de la Argentina. En el último tiempo, ejecutivos de la minera se reunieron dos veces con el presidente Alberto Fernández. De todos modos, la compañía canadiense tiene en cuenta que encarar un proyecto de US$ 4.100 millones de inversión como Josemaría requiere de otro nivel de exposición ante la economía del país.

Josemaría Resources, una firma perteneciente al grupo canadiense, estaba a cargo del desarrollo, pero el 28 de abril el megaproyecto de cobre pasó a estar directamente bajo la órbita de Lundin Mining, una decisión de la casa matriz para blindar el megaproyecto y tener mejores condiciones para conseguir financiamiento. En la compañía afirman que, si bien no están buscando socios, si aparece una empresa con una propuesta interesante la analizarán.

Josemaría, que no utilizará cianuro, va a generar entre 8.000 y 10.000 empleos directos durante los cuatro años de construcción y cuatro o cinco veces más en empleos indirectos. Además, requiere de la construcción de 200 kilómetros de ruta, una línea de alta tensión de 500 kW para un tramo de 250 km y se abastecerá íntegramente con energía renovable.

Transición energética y movilidad eléctrica

El consumo de cobre va a crecer exponencialmente en todo el mundo impulsado por el contexto de la transición energética y la movilidad eléctrica. Según un informe del Centro de Estudios para la Producción (CEP-XXI) del Ministerio de Desarrollo Productivo, un vehículo eléctrico necesita cuatro veces más cobre que uno convencional. La demanda de cobre a nivel mundial este año será de 28 millones de toneladas y para el 2030 la demanda aumentará a 33 millones de toneladas, según los cálculos del sector. Este salto de 5 millones de toneladas en ocho años implica que será necesario incorporar 35 proyectos de cobre de dimensiones similares a las de Josemaría. En Lundin entienden que, por esta razón, es clave avanzar con este proyecto ya que a nivel mundial que hay una demanda muy fuerte para adquirir desarrollo de cobre de este tipo.

En la Argentina hay proyectos de cobre en carpeta por US$ 20.000 millones. La puesta en marcha de Josemaría podría traccionar a otros desarrollos que están en etapa de factibilidad como Taca Taca, Los Azules, Altar, Pachón o Filo del Sol, este último también está a cargo de Lundin. Dos de los dos pozos que perforó la minera canadiense en Filo del Sol están catalogados dentro de los 30 mejores pozos de cobre en la historia a nivel global. Según indicaron fuentes de la compañía a EconoJournal, la Argentina puede aprovechar este escenario para tener una segunda ola de producción de cobre luego del desarrollo de proyectos como Bajo La Alumbrera.

Decreto 234

Además de las retenciones, la compañía está intentando acordar con el gobierno otro tema que tiene que ver con la reglamentación más fina del Decreto 234/2021, que es el que generó el acceso al Mercado Único y Libre de Cambios (MULC) para que sea más automático y ágil. Un punto central es que el gobierno se comprometa a que la devolución del IVA sea veloz durante la construcción del proyecto.

Esto tiene que ver con que, a partir de la devolución del IVA, Lundin calcula obtener entre 600 y 700 millones de dólares, que le va a permitir repagar buena parte de la inversión de US$ 4.100 millones. Si esto no ocurre de manera ágil y rápida, puede ocasionar un problema para el avance de la obra, admitieron en la compañía.

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Atlas se propone 1 GW operativo con renovables en Colombia

“Tenemos un plan de negocios claro en Colombia, donde nuestra meta es alcanzar 1 GW operativos al 2028 a través de energía solar, eólica y baterías”, revela a Energía Estratégica Rubén Borja, Director para Colombia de Atlas Renewable Energy.

El ejecutivo cuenta que, a medida que transcurran los meses, esperarán más claridad en algunos aspectos regulatorios para el despliegue de su objetivo. Uno de ellos tiene que ver con el almacenamiento a través de baterías.

“En este momento está muy claro el uso de baterías como activo de transmisión, donde el año pasado inclusive se adjudicó una subasta para tal fin. Pero esperamos pronto una regulación de las baterías como activos de generación. Además, que haya más claridad para esta tecnología con los beneficios de la ley 1715”, considera Borja.

En esa línea, para el directivo de Atlas es claro que Colombia adoptará medidas en el mediano plazo. “Creo que es solo cuestión de tiempo y, en máximo 2 o 3 años, tengamos mayor penetración y previsibilidad de sistemas con baterías en Colombia”, destaca.

Cabe destacar que Atlas desarrolla, construye y opera proyectos en Latinoamérica. En los últimos cinco años han constituido una cartera de 3,1 GW de proyectos de energías renovables contratados en Brasil, Chile, México y Uruguay.

Borja apuesta a que Colombia formare parte de este elenco de plazas estratégicas para las inversiones de Atlas. Y una de las facilidades de ingreso es el avance de la Resolución 075, a partir de la cual el Gobierno colombiano reasignará capacidad de red a proyectos y establecerá un nuevo esquema de asignaciones.

“Estamos seguros que la naturaleza de la Resolución 075 es necesaria” para el desarrollo del mercado renovable, considera el ejecutivo.

Y sostiene: “Es necesario cambiar la dinámica en que el desarrollador se puede atornillar en un punto de conexión, independientemente de sí avanzada o no en su desarrollo. Esto no les daba oportunidad a otros desarrolladores con proyectos bien estructurados y con iniciativa de construcción”.

Rubén Borja, Director para Colombia de Atlas Renewable Energy

No obstante, cabe indicar que no es fácil para el Gobierno de Colombia implementar semejantes cambios: ya ha habido postergaciones. Al respecto, el ejecutivo de Atlas observa que “el 2022 va a ser un año de transición” en la aplicación, pero que durante el 2023 y 2024 el esquema ya estará aceitado.

“Su puesta en marcha va a ser doloroso para algunos, que hace años trabajan en sus proyectos y quedaron atrapados en un cambio regulatorio, y tal vez en una falta de agilidad de las instituciones para darle una respuesta rápida a las empresas; pero para los nuevos inversionistas existe la oportunidad de estudiar muchos proyectos que actualmente están en un limbo regulatorio”, observa Borja.

Consultado sobre el salto de garantías que pasará a pedir la UPME, las cuales ya no serán de 1 dólar por kW sino de 10 dólares, para el especialista “si bien es onerosa, porque fue multiplicada por 10, cuando se la compara con otros mercados no es tan alta”; “en México o España son similares o mucho mayores”, compara.

Y señala que lejos de ver este salto en las garantías como un obstáculo, cree que son un reaseguro para el buen funcionamiento del mercado. “Es una barrera que la UPME establece para que quienes participen sean desarrolladores robustos, que cuando pongan una garantían tengan un proyecto bien estructurado y con altas posibilidades de materializarse”, enfatiza.

Y concluya: “Para nosotros, como Atlas, será un desafío saber navegar la 075 y estar muy atentos a los puntos que se liberan para saber dónde hacer proyectos greenfield (desde terreno) y eso es clave, porque se liberará mucha capacidad, en muchas subestaciones, y eso abre oportunidades para calcular puntos de conexión”.

Nuevas subastas

Consultado sobre cuáles son las principales motivaciones que ven desde Atlas sobre el mercado eléctrico colombiano, Borja asegura que es “atractivo y prometedor”, “que está en proceso de maduración lo cual ofrece oportunidades”.

“Este gobierno desarrolló dos subastas que pueden decirse que fueron exitosas, cada una con sus particularidades en contextos diferentes del mundo y del mercado. Estamos convencidos de que van a venir más subastas”.

“Cuando uno estudia las plataformas políticas de los candidatos presidenciales, independientemente de sus tendencias, todos están muy alineados para seguir desarrollando las energías renovables. Creemos que un nuevo gobierno va a seguir buscando mecanismos para seguir apalancando la penetración de las renovables”, enfatiza el directivo de Atlas.

Asimismo, pone el foco sobre los mecanismos de la Resolución CREG 114, que tiene por objeto incentivar aún más el mercado entre privados, tanto desde un plan presentado por Derivex como de otro impulsado por la Bolsa Mercantil.

“Por caso, vemos cómo el mecanismo de Derivex comienza a tener buenos resultados, si bien los volúmenes son pequeños ya ha probado su efectividad como mecanismo de cobertura de manera significativa en relación al mercado spot. También vemos que en el SICEP hay una demanda de curvas por tecnología y con contratos cada vez más a largo plazo que es lo que necesitan las renovables”, puntualiza Borja.

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Diputada de Costa Rica incluye recursos energéticos distribuidos en la agenda legislativa

El pasado lunes 16 de mayo, el Poder Ejecutivo desconvocó el expediente 22.989 “Modificación del artículo 2 de la ley 10.086 para la promoción y regulación de los recursos energéticos distribuidos”, iniciativa que fue convocada el 12 de mayo y dispensada de trámite.

La diputada socialcristiana, Daniela Rojas, cuestionó los motivos de la desconvocatoria y aprovechó para reiterar el llamado para avanzar en la ruta de la prosperidad y competitividad.

“Vivimos en tiempos de cambio y debemos adaptarnos. Debemos avanzar y hacerlo con altura con propuestas disruptivas, propositivas y llevar al país hacia la ruta de la prosperidad”, señaló Rojas.

Para la diputada, desconvocar este proyecto es desafortunado, pues no permite la construcción y mejora continua de las herramientas jurídicas y técnicas para el desarrollo del país.

“No deben pasar otros 15 años para modificar una ley del sector eléctrico, debemos priorizar las iniciativas que coloquen a Costa Rica a la vanguardia en la generación de tecnologías de innovación y en la modernización del sistema eléctrico nacional. Debemos dejar de lado el temor a la modernización y al cambio”, concluyó.

¿Qué dice el expediente? En concreto, es un artículo único que modifica el artículo 2 de la ley 10.086, aprobada en la anterior legislatura para la promoción de los
recursos energéticos distribuidos.

Este artículo aclara la forma en que los generadores distribuidos pueden entregar los excedentes de la energía producida a las distribuidoras eléctricas del país, como lo son el Grupo ICE, la ESPH, JASEC o cooperativas de electrificación rural.

El artículo indica que el excedente de los generadores distribuidos puede ser:

A. Vendido a la empresa distribuidora

B. Compensado como crédito aplicable a sus facturas

C. Retirado para consumo diferido del abonado

La ley menciona que UNICAMENTE el inciso “A” (venta de excedentes) será de carácter OPCIONAL para la empresa distribuidora. No hay ninguna disposición de obligar a las empresas distribuidoras de energía a comprar los excedentes producidos por los generadores distribuidos.

La Ley 10.086 fue un proyecto visionario que se construyó a partir del diálogo y la participación de TODOS los sectores involucrados del sistema eléctrico nacional.

Fue la primera ley en 15 años aprobada para el sector eléctrico, en tiempos donde la modernización continua y la competitividad nos demanda mayor celeridad.

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Latam, Europa y USA: Grenergy anuncia su un portafolio de 10GW en energías renovables

La compañía Grenergy presenta sus armas para enfrentar la descarbonización y lograr la independencia energética. 

La planificación hacia 2025 detalla que el objetivo es llegar a 10 GW entre eólica y solar: 4,3 GW en latinoamérica, 3,8 GW en Europa y el resto en Estados Unidos. 

Actualmente cuenta con 1 GW de potencia instalada en todo el mundo y 5 GWh de almacenamiento logrados en su mayoría en territorio sudamericano y 1,7 GWh en Europa. 

«Esto nos permitirá, sin dudas, mantener el ritmo de crecimiento en los próximos años y dar plena visibilidad a nuestra actividad más allá del 2023», destaca David Ruiz de Andrés, CEO Grenergy

Por primera vez la compañía ingresará en el mercado estadounidense e instalará 1,9 GW de potencia solar y 0,6 GWh de almacenamiento. 

En 2021 los desafíos en la cadena de suministros en España no permitieron alcanzar el objetivo de 600 MW. Solo se alcanzó 541 MW en energía solar. 

Este año lograron conectar uno de los parques fotovoltaicos más grandes de España: parque Escuderos con 200 MW.

Grenergy está sumando equipos de desarrollo propios en Polonia a los ya creados en Italia y el Reino Unido. «La crisis de Ucrania se está dando con una aceleración sin precedentes en los planes de descarbonización e independencia energética», afirma Ruiz de André.

Plan de sostenibilidad hacia 2030

«Somos conscientes de que el momento presente es el que cuenta y que las decisiones que estamos tomando hoy son las que realmente marcarán la diferencia en el futuro», subraya el CEO de Grenergy. 

Bajo esta política, incrementaron la ambición de sus objetivos de reducción de emisiones propias para alinearlos con los objetivos de limitar el calentamiento del planeta a 1,5º, reduciendo a un 55 por ciento de emisiones de CO2. 

En esta línea la compañía invertirá 1,3 millones de euros para acelerar la transición con el aumento de la oferta energética en zonas estratégicas. 

Hacia 2030 espera reducir a un 55 por ciento sus emisiones de CO2.  

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Soltec recomienda regular con «un mínimo de 50 MW» para agilizar los proyectos solares

Soltec ya trabajó en la instalación de más de 500 MW en Colombia, sumando proyectos ejecutados o que aún están en desarrollo. Y también suministró sus dispositivos en la construcción del parque solar más grande del país, “La Loma”, con una potencia instalada de 187 MW. 

Uno de los principales objetivos de la compañía fabricante de seguidores solares es tener instalados 1 GW en suelo colombiano para el 2023, teniendo en cuenta el mercado creciente del país, en el que se espera que en el transcurso del año ingresen cerca de 1.500 MW nuevos en proyectos.

A finales de 2021, durante la tercera subasta de energías renovables del Ministerio de Minas y Energía, fueron adjudicadas 11 centrales fotovoltaicas, por 796,3 MW, por parte de nueve empresas generadoras que celebraron convenios con 44 comercializadoras.

En el marco del evento «Virtual Summit Renewables, Storage & Hydrogen«, organizado por Latam Future Energy, Juan Carlos Ruiz, manager general de Soltec en la región, asegura que si bien ven un empuje y apoyo a los grandes proyectos, muchos de estos se inclinan hacia el desarrollo de parques pequeños.

“¿Por qué muchos desarrolladores nos vamos a plantas pequeñas? Porque realmente es un ‘fast-track’”, incluso hay algunas compañías que hacen cuatro plantas de 9 MW en lugar de una de 40MW”, sostiene el ejecutivo.

Asimismo remarca que es importante hacer un replanteo de las condiciones en las cuales se desarrollan las plantas solares.

“Tiene que regularse como sucede en Europa, para que sean zonas medioambientales y socialmente no sensibles. Tiene que haber un mínimo de 50 MW, para que sea más ágil”, aconseja el directivo.

Otro factor que señaló es el del valor de los informes medioambientales que se pagan en Colombia, a los que califica como “los más caros del mundo”.

Almacenamiento

Por otro lado, el Manager Regional de Soltec en Colombia, destaca el valor del uso de baterías como respaldo de la fotovoltaica: “La solar es la energía más barata que se produce. Pero hay que avanzar en temas de almacenamiento porque es fundamental”, comenta.

“Creo que en el país, y en toda Sudamérica, hay que regular mejor el tema de las baterías. Hay que fomentar que las plantas de renovables, tengan este apoyo para poder enviar energía a todas horas y hacerla aún más competitiva”, indica Juan Carlos Ruiz.

En esta línea, remarca que esta tecnología tendría una gran valor en las zonas donde no hay una conexión con la red nacional de energía. “En esos nichos el ‘storage’ no solo tiene que ser importante, tiene que ser líder”, apunta el directivo.

“El rol de la fotovoltaica en la transición energética es el de ser el líder. Creo que la energía solar va a ser la líder mundial en esta transición. Y para que también sea una transición justa, las baterías tienen que llegar a las zonas no conectadas”, subraya el ejecutivo de la compañía española.

Emprendimientos en Europa

Por el lado de la experiencia de la empresa en materia de ecovoltaica, Ruiz recalcó que en Italia han desarrollado más de 1GW de agrovoltaica, a base de emplazamientos pequeños de alrededor de 20MW.

“Lo hemos hecho en España, en Dinamarca y va a llegar a Latinoamérica. Al final una de las cosas que tenemos que transmitir es socializar los beneficios de la energía fotovoltaica” enfatiza el Manager General de Soltec en Colombia

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Industria eólica global convoca a impulsar la transición «antes de que sea demasiado tarde»

“Esta es una intervención sin precedentes del Secretario General de la ONU, Antonio Guterres. Como él dice, se acaba el tiempo para mantener vivo el objetivo de 1,5 grados. Lo que se necesita ahora es una acción urgente, concertada y práctica de los gobiernos. No más palabras o declaraciones de alto nivel», dijo el CEO de GWEC, Ben Backwell.

“El Secretario General hace un llamado a los gobiernos para que aceleren y agilicen las aprobaciones de proyectos solares y eólicos, modernicen las redes y establezcan objetivos ambiciosos de energía renovable alineados en 1,5 grados que brinden certeza a los inversores, desarrolladores, consumidores y productores.

“La energía eólica y solar pueden transformar nuestros sistemas de energía ahora mismo a un costo competitivo. Pero los gobiernos deben actuar de inmediato para apilar la baraja a favor de las energías renovables, no de los combustibles fósiles. Deben eliminar los cuellos de botella donde los proyectos se ven frenados por burocracia innecesaria, permisos y falta de conexiones a la red.

“El Consejo Mundial de Energía Eólica respalda plenamente este mensaje y hace un llamado a los gobiernos y a los responsables políticos para que tomen estas medidas ahora: no tenemos tiempo para esperar la próxima llamada de atención.

“La industria eólica instaló más de 100 GW de nuevos proyectos en 2021 según nuestros últimos datos. Sin embargo, necesitamos instalar casi cuatro veces esta cantidad cada año para ponernos en camino de ser consistentes con el objetivo de Cero Neto del mundo, por lo que estamos detrás de donde debemos estar.

“Mientras tanto, la cadena de suministro de energía eólica continúa sufriendo pérdidas, lo que lleva a las empresas a reducir sus huellas en el mismo momento en que necesitamos aumentar la inversión para un rápido crecimiento. Los gobiernos de todo el mundo invierten alrededor de medio billón de dólares en la reducción artificial del precio de los combustibles fósiles cada año, y mientras los consumidores sufren los altos precios de la energía, las empresas de combustibles fósiles obtienen miles de millones de un mercado distorsionado.

“Como dice el Secretario General, ‘Este escándalo debe parar’”.

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Proyecto Triskelión: la primera planta de metanol verde de España

El proyecto Triskelión busca producir 40.000 toneladas de metanol verde al año, empleando un electrolizador de 50 MW. El objetivo de Forestal del Atlántico es que posea una calidad comercial similar al fósil. 

Esta planta será la primera de España dedicada a la producción de este vector. En el proceso se usará como materia prima el CO2 capturado desde una planta de cogeneración de 25 MW eléctricos, esta emitirá 85.000 toneladas al año.

En Europa se consumen unas 10 millones de toneladas de metanol al año, de los cuales unas 2 millones son fabricadas en el continente. 

El desarrollo de este emplazamiento tendrá una inversión de más de 130 millones de euros, respaldado por ayudas de 70 millones de euros provenientes del programa Innovation Fund de la Comisión Europea.

Las instalaciones estarán en la ciudad de A Coruña, Galicia y contarán con una línea eléctrica de 132 kW, que puede vehicular aproximadamente 100 MW de potencia. Asimismo tendrá una superficie de 30.000 metros cuadrados donde se implantaran las unidades.

“Capturaremos unas 75.000 toneladas de Co2 y fabricaremos 40.000 toneladas de metanol verde al año”, destacó Iván Seoane, Director Técnico en Forestal del Atlántico, quién además adelantó que estará en operaciones para 2026.

Dentro de este proyecto también está pensada la fabricación de hidrógeno verde y la reutilización del oxígeno resultante del proceso.

“Prevemos licuarlo, almacenarlo y distribuirlo. Consideramos que va a haber un mercado para este oxígeno, porque va a ser con una baja huella de carbono”, aseguró Seoane

Por el lado logístico de la funcionamiento del emprendimiento, el representante de la empresa remarca dos puntos de atraque de buques que nos permitirán recibir barcos de hasta 60.000 toneladas de peso muerto.

Asimismo, el ejecutivo indicó que cuentan con un cargadero de camiones-cisternas capaces de mover hasta 20.000 metros cúbicos de metanol al mes.  

Por la parte administrativa, el Director Técnico en Forestal del Atlántico señaló que se han presentado las manifestaciones de interés al Ministerio de Transición Ecológica. 

Asimismo recalcó que van a inscribirse en el programa de ayudas del Proyecto Estratégico para la Recuperación y Transformación Económica (PERTE) correspondiente

A finales de abril, el presidente de la Xunta de Galicia, Alberto Núñez Feijóo declaró a la planta Triskelión como una “iniciativa empresarial prioritaria”. Esta iniciativa forma parte de la candidatura de la comunidad autónoma al PERTE de energías renovables.

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Las externalidades de la megaplanta de hidrógeno verde de Iberdrola

La semana pasada, la empresa española Iberdrola  inauguró su planta de hidrógeno verde en Puertollano, Castilla-La Mancha. Este proyecto es el más grande de uso industrial de todo el continente.

Se calcula que el emplazamiento podrá generar alrededor de 3.000 toneladas de hidrógeno renovable al año, que irá destinado a la fabricación de fertilizantes.

En el marco de presentación del emprendimiento Agustín Delgado, Director de innovación de Iberdrola, comentó que la energía que utilice la planta provendrá de un parque fotovoltaico de 100 MW a unos 9 KM de distancia.

“No siempre tenemos sol, por lo tanto, para suministrar a la planta durante más tiempo contamos con un sistema de baterías de 20 MWh para alargar la energía de la planta”, comentó el directivo.

Asimismo destacó que la generadora cuenta con 11 tanques de almacenamiento, con una capacidad de hidrógeno suficiente para alimentar durante dos días a la planta de Fertiberia, fabricante del fertilizante.

Remarcando la importancia de una autosuficiencia energética en España, Delgado señaló: “El sistema energético en España no es sostenible, gastamos 43 mil millones de euros al año en compras al exterior de combustible”.

Nerea Bartolomé, ingeniera de proyectos de hidrógeno de Iberdrola, mencionó que el valor que el hidrógeno puede tener en la industria alta temperatura y en el sector de la movilidad. “Allí donde las baterías no alcanzan, tenemos el hidrógeno como alternativa”, subrayó.

Siguiendo esta línea, Ignacio Galán, Presidente y Consejero delegado de Iberdrola, aseguró que la instalación de esta planta es parte de un proyecto ambicioso, en el que planean invertir más de 2 mil millones de euros.

El ejecutivo también recordó la presentación en Toledo, Guadalajara, de una planta de electrolizadores, llevada a cabo por la empresa estadounidense Cummins, asociados con la empresa española.

“Seremos el prototipo de empresa que pueda tener sus fertilizantes libres de emisiones gracias al sol en lugar de estar dependiendo del gas natural, importado de terceros países”, indicó Galán.

Por su parte el Director industrial de Fertiberia, David Herrero señaló que para el 2050 se espera un aumento cercano al 40% en el consumo de fertilizantes, debido a la demanda alimenticia de una población creciente.

La empresa española fundada en 1966 será la receptora de la producción de hidrógeno verde de la planta. “Necesitamos visión, coraje y apoyo institucional a partes iguales para una transformación de nuestras capacidades industriales”, apuntó Herrero.

Asimismo recalcó que este proyecto sienta las bases para una mayor independencia, utilizando energías limpias y autóctonas. 

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El CEO de Fortescue pidió al Gobierno de Argentina acelerar una «Ley de Hidrógeno Verde»

En el marco de la Conferencia de Hidrógeno Verde, celebrada en la ciudad de Barcelona por la Green Hydrogen Organization, Dr. Andrew Forrest AO, Chairman y fundador de Fortescue Future Industries, junto con su CEO Julie Shuttleworth y el Presidente para Latinoamérica Agustin Pichot, se reunió con el ministro de Desarrollo Productivo de la Nación Argentina, Matías Kulfas, y con la gobernadora de la Provincia de Río Negro, Arabela Carreras.

En dicha reunión, Andrew Forrest AO compartió los avances de la compañía en relación con el Proyecto “Pampas” a desarrollarse de la Provincia de Río Negro, y remarcó la importancia de la creación de una Ley de Hidrógeno en Argentina que brinde un marco regulatorio al desarrollo de esta incipiente industria.

Asimismo, Andrew Forrest AO ratificó la necesidad de colaboración, facilitación y compromiso de las autoridades provinciales y nacionales para que el Proyecto de FFI sea una realidad. La creación de una ley permitirá la definición de lineamientos para el desarrollo de la industria del Hidrógeno Verde en el país y permitirá a FFI colaborar con las ambiciones de descarbonización de la Argentina, la región y el mundo.

Desde los anuncios realizados en la Cumbre de Cambio Climático de Glasgow (COP26), Fortescue ha presentado a la Provincia de Río Negro su propuesta de iniciativa privada para el desarrollo del proyecto de generación de energía eléctrica renovable para abastecer una planta productora de hidrógeno verde y sus derivados. Dicha propuesta fue aprobada por unanimidad por la legislatura de la provincia el pasado 20 de abril.

Actualmente, el Proyecto se encuentra en una etapa de prefactibilidad que definirá su viabilidad. En esta etapa inicial del proyecto, FFI está ejecutando los Estudios de Impacto Ambiental y Social en el marco de la Ley Provincial N° 3266, cuyo objetivo es resguardar los recursos naturales dentro de un esquema de desarrollo sustentable.

FFI posee un gran compromiso con el empoderamiento de las comunidades y buscará en todas las etapas del proyecto brindar beneficios económicos y sociales positivos, empleos, capacitación y desarrollo de habilidades. A su vez, FFI reconoce y valora la biodiversidad única de las regiones en las que opera y asume el compromiso de salvaguardar tal biodiversidad a través de una gestión ambiental responsable.

FFI se encuentra a disposición de las autoridades argentinas para colaborar en la creación de una Ley de Hidrógeno y de esta manera poder hacer del proyecto una realidad en la provincia de Río Negro.

FFI y el desarrollo de tecnología

A nivel global, Fortescue está trabajando en el desarrollo de tecnología para la industria del hidrógeno verde. En ese sentido, Fortescue ha adquirido Williams Advanced Engineering, una empresa de tecnología e ingeniería líder en el mundo reconocida por sus proyectos innovadores en electrificación y sistemas de baterías de alto rendimiento. Esta asociación también permitirá a Fortescue convertirse en un actor importante en el creciente mercado mundial de equipos de transporte industrial ecológicos.

Asimismo, Fortescue ha comenzado la construcción de la instalación de electrolizadores más grande del mundo en Gladstone, Queensland. La fabricación de electrolizadores es vital para la producción de hidrógeno verde que permitirá descarbonizar sectores difíciles de reducir, como el transporte pesado, el transporte marítimo, la aviación y la industria.

En este marco, en el mes de abril, los líderes del equipo tecnológico de FFI, Michael Dolan, Director de Ciencia y Tecnología, y Stan Knez, Líder del FFI Technology Hub visitaron las provincias argentinas de Río Negro y Mendoza. El propósito de su visita fue visibilizar el trabajo que realiza Fortescue a nivel global para el desarrollo de la tecnología necesaria para producir hidrógeno verde y promover alianzas con las comunidades científicas locales.

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Se conoció qué empresas presentaron ofertas para suministrar insumos estratégicos para el gasoducto Néstor Kirchner

La estatal Enarsa avanza con licitaciones de insumos estratégicos para el gasoducto Néstor Kirchner, que conectará Tratayén en Neuquén con la localidad de Salliqueló en Buenos Aires. Se trata de concursos que contemplaron la adquisición de distintas válvulas, mantas termocontraíbles, electrodos y tramos de medición y cromatógrafos a fin de evacuar de manera más eficiente y rápida el gas producido en Vaca Muerta hacia los distintos centros de consumo del país. Son compulsas registradas como GPNK 02/2022GPNK 04/2022GPNK 05/2022, y GPNK 06/2022, publicadas en el Boletín Oficial el 25 de abril, tal como publicó este medio.

El primero de los cuatro procesos licitatorios apuntó a la compra de válvulas de 20, 24, 30 y 36 pulgadas para el ducto troncal. Allí se presentaron  seis oferentes: Cameron, Tormene  Americana, PYAT SA, Valbol, Valtronic y Wenlen. Las últimas tres empresas son las que se encuentran dentro del rango estimado del presupuesto oficial, según indicaron a este medio fuentes privadas al tanto de la compulsa.

En carrera

A la segunda licitación concerniente a las mantas termocontraíbles de 30 y 36 pulgadas, que se utilizarán en la reparación y protección de las uniones de los caños, Morken, HTM y Tube Steel fueron las compañías que presentaron ofertas. En tanto que a la tercera apertura referida a los electrodos E8010 G y E9010 G, la licitación se declaró desierta.

Por último, en la adquisición de tramos de medición y cromatógrafos sólo se presentó un oferente, Emerson, cuya oferta también se halla dentro de los parámetros presupuestarios estimados.

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La VII Semana de la Energía abordará la seguridad energética y las transiciones energéticas justas en Latinoamérica y el Caribe

Las economías regionales se están viendo directamente impactadas por un contexto mundial en el que la seguridad energética pasó a tener una enorme relevancia y en el que los procesos inflacionarios vinculados a la red de suministro energético entraron a formar parte de un abanico de escenarios.

La Semana de la Energía de este año abordará estas importantes y necesarias temáticas, a través de la continuidad de los espacios propositivos que determinan la pauta para el diálogo político estratégico en la región.

De esta manera retomamos con fuerza la modalidad presencial y se continúa fortaleciendo este tipo de canales en el ámbito de discusión del sector energético.

En su VII edición, la Semana de la Energía se llevará a cabo del 12 al 16 de diciembre del 2022 en la ciudad de Panamá. Es organizada por la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), la Secretaría de Energía de Panamá y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), con la colaboración de EnergyNet.

La VII Semana de la Energía constituye una plataforma de referencia para impulsar las oportunidades para el sector en medio de las actuales circunstancias geopolíticas.

Se centrará en las siguientes áreas claves:

– Innovación en el sector energético
– Desarrollo energético sostenible: acceso a la energía, eficiencia energética, renovabilidad
– Género y energía
– Seguridad energética
– Integración energética

Adicionalmente se desarrollarán:

– Diálogo inter-agencias
– LVIII Junta de Expertos
– LII Reunión de Ministros con el Diálogo Político Ministerial.

Este encuentro es motivo de orgullo y satisfacción para sus organizadores, ya que cuenta con una gran aceptación en el sector. Los resultados han demostrado que la Semana de la Energía es el principal espacio sectorial de la región reuniendo a gobiernos, empresas, academia y agencias internacionales.

Las últimas ediciones efectuadas en modalidad virtual (2020 y 2021) tuvieron un gran impacto en la comunidad del sector energía. Se contó con 2.121 inscriptos580 asistentes conectados por sesión a través de distintas plataformas, con un total de 5.167 asistentes y la participación de 88 organismos.

En el 2019 en Lima-Perú se desarrolló la IV edición de la Semana de la Energía de manera presencial, la cual congregó a 2173 participantes entre representantes de gobiernos, organismos internacionales, conferencistas, panelistas y miembros de la academia, junto a 56 empresas. Fueron 20 delegaciones oficiales de Países Miembros de Olade las que se dieron cita en la XLIX Reunión de Ministros.

Estos resultados motivan y comprometen cada vez más a realizar este tipo de eventos en beneficio de la región.

La VII Semana de la Energía contará con la presencia de los representantes de los gobiernos de los 27 Países Miembros de Olade, así como la participación de referentes del sector energético.

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Acelerar las renovables: Cómo es el ambicioso plan que presentó Europa para dejar el gas ruso

La Comisión Europea (CE) presentó ayer el Plan REPowerEU, una respuesta a las dificultades y la interrupción del mercado energético mundial causadas por la invasión rusa a Ucrania.

Desde la entidad sostienen que “hay una doble urgencia para transformar el sistema energético de Europa: acabar con la dependencia de la UE de los combustibles fósiles rusos, que se utilizan como arma económica y política y cuestan a los contribuyentes europeos casi 100.000 millones de euros al año, y abordar la crisis climática”.

“Al actuar como bloque, Europa puede eliminar gradualmente su dependencia de los combustibles fósiles rusos más rápido. El 85% de los europeos cree que la UE debería reducir su dependencia del gas y el petróleo rusos lo antes posible para apoyar a Ucrania”, aseguran desde la CE.

Las medidas del Plan REPowerEU pueden responder a esta ambición, a través del ahorro de energía, diversificación del suministro de energía y despliegue acelerado de energía renovable para reemplazar los combustibles fósiles en los hogares, la industria y la generación de energía.

La Comisión propone aumentar el objetivo principal para 2030 de energías renovables del 40 % al 45 % en el marco del paquete Fit for 55. Establecer esta mayor ambición general creará el marco para otras iniciativas, que incluyen:

Una estrategia solar de la UE dedicada a duplicar la capacidad solar fotovoltaica para 2025 e instalar 600 GW para 2030.

-Una iniciativa de tejados solares con una obligación legal gradual de instalar paneles solares en nuevos edificios públicos y comerciales y nuevos edificios residenciales.

-Duplicación de la tasa de despliegue de bombas de calor y medidas para integrar la energía geotérmica y solar térmica en los sistemas de calefacción comunitarios y de distrito modernizados.

-Una recomendación de la Comisión para hacer frente a la tramitación lenta y compleja de grandes proyectos de energías renovables, y una modificación específica de la Directiva sobre energías renovables para reconocer las energías renovables como un interés público primordial.

Los Estados miembros deben establecer áreas de acceso específicas para las energías renovables con procesos de autorización abreviados y simplificados en áreas con menores riesgos ambientales.

Para ayudar a identificar rápidamente tales áreas de «ir a», la Comisión está poniendo a disposición conjuntos de datos sobre áreas ambientalmente sensibles como parte de su herramienta de mapeo digital para datos geográficos relacionados con la energía, la industria y la infraestructura.

-Establecer un objetivo de 10 millones de toneladas de producción local de hidrógeno renovable y 10 millones de toneladas de importaciones para 2030, para reemplazar el gas natural, el carbón y el petróleo en industrias y sectores de transporte difíciles de descarbonizar.

Para acelerar el mercado del hidrógeno, los colegisladores deberían acordar mayores subobjetivos para sectores específicos.

La Comisión también está publicando dos Actos Delegados sobre la definición y producción de hidrógeno renovable para garantizar que la producción conduzca a la descarbonización neta. Para acelerar los proyectos de hidrógeno, se reserva una financiación adicional de 200 millones de euros para la investigación, y la Comisión se compromete a completar la evaluación de los primeros Proyectos Importantes de Interés Común Europeo para el verano.

-Un Plan de Acción de Biometano establece herramientas que incluyen una nueva asociación industrial de biometano e incentivos financieros para aumentar la producción a 35 bcm para 2030, incluso a través de la Política Agrícola Común.

Reducir el consumo de combustibles fósiles en la industria y el transporte

Reemplazar el carbón, el petróleo y el gas natural en los procesos industriales reducirá las emisiones de gases de efecto invernadero y fortalecerá la seguridad y la competitividad.

El ahorro de energía, la eficiencia, la sustitución de combustibles, la electrificación y una mayor absorción de hidrógeno renovable, biogás y biometano por parte de la industria podrían ahorrar hasta 35 bcm de gas natural para 2030 además de lo previsto en las propuestas Fit for 55.

La Comisión pondrá en marcha contratos de carbono por diferencia para apoyar la adopción de hidrógeno verde por parte de la industria y la financiación específica para REPowerEU en el marco del Fondo de Innovación, utilizando los ingresos del comercio de emisiones para apoyar aún más el abandono de la dependencia rusa de los combustibles fósiles.

La Comisión también está dando orientación sobre las energías renovables y los acuerdos de compra de energía y proporcionará un servicio de asesoramiento técnico con el Banco Europeo de Inversiones.

Para mantener y recuperar el liderazgo tecnológico e industrial en áreas como la solar y el hidrógeno, y para apoyar a la mano de obra, la Comisión propone establecer una Alianza de la Industria Solar de la UE y una asociación de habilidades a gran escala. La Comisión también intensificará el trabajo sobre el suministro de materias primas críticas y preparará una propuesta legislativa.

Para mejorar el ahorro y la eficiencia energética en el sector del transporte y acelerar la transición hacia vehículos de emisión cero, la Comisión presentará un paquete de transporte de mercancías ecológico, con el objetivo de aumentar significativamente la eficiencia energética en el sector, y considerará una iniciativa legislativa para aumentar la proporción de vehículos de cero emisiones en flotas de automóviles públicas y corporativas por encima de cierto tamaño.

La Comunicación sobre el ahorro de energía de la UE también incluye muchas recomendaciones para ciudades, regiones y autoridades nacionales que pueden contribuir de manera efectiva a la sustitución de combustibles fósiles en el sector del transporte.

Ahorrar energía

El ahorro de energía es la forma más rápida y económica de abordar la crisis energética actual y reducir las facturas. La Comisión propone mejorar las medidas de eficiencia energética a largo plazo, incluido un aumento del 9 % al 13 % del objetivo vinculante de eficiencia energética en el marco del paquete «Apto para 55» de la legislación del Pacto Verde Europeo.

Ahorrar energía ahora nos ayudará a prepararnos para los posibles desafíos del próximo invierno. Por lo tanto, la Comisión también ayer una ‘Comunicación de ahorro de energía de la UE’ que detalla los cambios de comportamiento a corto plazo que podrían reducir la demanda de gas y petróleo en un 5% y anima a los Estados miembros a iniciar campañas de comunicación específicas dirigidas a los hogares y la industria.

También se impulsa a los Estados miembros a utilizar medidas fiscales para fomentar el ahorro de energía, como tasas reducidas de IVA en sistemas de calefacción eficientes energéticamente, aislamiento de edificios y electrodomésticos y productos.

La Comisión también establece medidas de contingencia en caso de una interrupción grave del suministro, y emitirá orientación sobre los criterios de priorización para los clientes y facilitará un plan coordinado de reducción de la demanda de la UE.

Inversión inteligente

Cumplir los objetivos de REPowerEU requiere una inversión adicional de 210 000 millones de euros de aquí a 2027. Se trata de un pago inicial a nuestra independencia y seguridad. Reducir las importaciones rusas de combustibles fósiles también puede ahorrarnos casi 100 000 millones de euros al año . Estas inversiones deben ser asumidas por el sector público y privado, ya nivel nacional, transfronterizo y de la UE.

Para apoyar a REPowerEU, ya hay disponibles 225 000 millones de euros en préstamos en el marco del RRF. La Comisión ha adoptado hoy legislación y orientaciones para los Estados miembros sobre cómo modificar y complementar sus PRR en el contexto de REPowerEU.

Además, la Comisión propone aumentar la dotación financiera del RRF con 20 000 millones de euros en subvenciones procedentes de la venta de derechos de emisión del Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la UE que actualmente se encuentran en la Reserva de Estabilidad del Mercado, que se subastarán de forma que no perturbe el mercado. Como tal, el ETS no solo reduce las emisiones y el uso de combustibles fósiles, sino que también recauda los fondos necesarios para lograr la independencia energética.

En el marco del actual MFP, la política de cohesión ya apoyará proyectos de descarbonización y transición ecológica con hasta 100 000 millones de euros invirtiendo en energías renovables, hidrógeno e infraestructura. Se podrían poner a disposición 26 900 millones EUR adicionales de los fondos de cohesión en forma de transferencias voluntarias al RRF.

Otros 7 500 millones de euros de la Política Agrícola Común también están disponibles a través de transferencias voluntarias al RRF. La Comisión duplicará la financiación disponible para la convocatoria a gran escala de 2022 del Fondo de Innovación este otoño hasta unos 3 000 millones EUR.

Las Redes Transeuropeas de Energía (RTE-E) han ayudado a crear una infraestructura de gas de la UE resistente e interconectada. Se necesita una infraestructura de gas adicional limitada, estimada en alrededor de 10 000 millones de euros de inversión, para complementar la Lista de Proyectos de Interés Común (PCI) existente y compensar por completo la pérdida futura de las importaciones de gas ruso.

Las necesidades de sustitución de la próxima década se pueden satisfacer sin bloquear los combustibles fósiles, crear activos varados u obstaculizar nuestras ambiciones climáticas. Acelerar los PCI de electricidad también será fundamental para adaptar la red eléctrica a nuestras necesidades futuras. El Mecanismo Conectar Europa apoyará esto, y la Comisión lanza hoy una nueva convocatoria de propuestas con un presupuesto de 800 millones de euros., con otro a seguir a principios de 2023.

Fondo

El 8 de marzo de 2022, la Comisión propuso el esbozo de un plan para lograr que Europa sea independiente de los combustibles fósiles rusos mucho antes de 2030, a la luz de la invasión rusa de Ucrania.

En el Consejo Europeo de los días 24 y 25 de marzo, los líderes de la UE acordaron este objetivo y pidieron a la Comisión que presente el Plan REPowerEU detallado que se ha adoptado hoy. Las recientes interrupciones del suministro de gas a Bulgaria y Polonia demuestran la urgencia de abordar la falta de fiabilidad del suministro energético ruso.

La Comisión ha adoptado 5 paquetes de sanciones de gran alcance y sin precedentes en respuesta a los actos de agresión de Rusia contra la integridad territorial de Ucrania y las crecientes atrocidades contra los civiles y las ciudades ucranianas. Las importaciones de carbón ya están cubiertas por el régimen de sanciones y la Comisión ha presentado propuestas para eliminar el petróleo antes de fin de año, que ahora están siendo discutidas por los Estados miembros.

El Pacto Verde Europeo es el plan de crecimiento a largo plazo de la UE para hacer que Europa sea climáticamente neutra para 2050. Este objetivo está consagrado en la Ley Climática Europea, así como el compromiso jurídicamente vinculante de reducir las emisiones netas de gases de efecto invernadero en al menos un 55 % para 2030, en comparación con los niveles de 1990.

La Comisión presentó su paquete de legislación «Apto para 55» en julio de 2021 para implementar estos objetivos; estas propuestas ya reducirían nuestro consumo de gas en un 30 % para 2030, y más de un tercio de dicho ahorro provendría del cumplimiento del objetivo de eficiencia energética de la UE.

El 25 de enero de 2021, el Consejo Europeo invitó a la Comisión y al Alto Representante a preparar una nueva Estrategia Energética Exterior.

La Estrategia vincula la seguridad energética con la transición global a la energía limpia a través de la política y la diplomacia energética externa, respondiendo a la crisis energética creada por la invasión rusa de Ucrania y la amenaza existencial del cambio climático.

La UE seguirá apoyando la seguridad energética y la transición ecológica de Ucrania, Moldavia y los países socios de su vecindad inmediata. La Estrategia reconoce que la invasión de Ucrania por parte de Rusia tiene un impacto global en los mercados energéticos, afectando en particular a los países socios en desarrollo. La UE seguirá proporcionando apoyo para una energía segura, sostenible y asequible en todo el mundo.

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Trabajadores del gas licuado recibirán aumento del 52,82% más un bono de $25.000 hasta octubre

Así lo acordó la Federación de Petroleros con las cámaras empresarias del sector. La Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles (FASiPeGyBio) acordó nuevos incrementos salariales para los trabajadores de empresas de gas licuado de petróleo a aplicarse hasta octubre de este año. Los paritarios de la organización concretaron el cierre de la paritaria 2021-2022 y a la firma de un acuerdo semestral por la paritaria 2022-2023 de la Rama Gas Licuado (CCT 592/10), en el marco de las negociaciones colectivas con las cámaras empresarias CADIGAS, CAFRAGAS y CEGLA. Por la paritaria 2021-2022, se fijó un incremento salarial del […]

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Los gigantes del petróleo y el gas, todavía lejos de sus objetivos climáticos

Las grandes compañías petroleras y de gas aún están lejos de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero derivadas del uso de los productos que venden, según las últimas cifras analizadas por AFP. Los últimos datos sobre 2021 muestran que los grandes grupos, en su conjunto, han conseguido reducir dos categorías de emisiones: las vinculadas directamente a su actividad como, por ejemplo, de las máquinas usadas para la extracción (una categoría llamada “alcance 1” o “scope 1), y aquellas vinculadas a la energía que consumen (“alcance 2”). El francés Total Energies redujo este tipo de emisiones de 46 millones […]

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Lithium Chile consiguió el financiamiento para empezar a perforar y obtener litio en el Salar de Arizaro

Así lo anunció la compañía que continuará con la fase 2 en su propiedad Arizaro en la provincia salteña. Planea comenzar a perforar en el corto plazo. La oferta de Colocación privada que se impuso fue con la empresa Chengxin Lithium Group por 27.900.000 agregados al capital de trabajo existente de la Compañía de aproximadamente $15.000.000, que le darán una cantidad nunca antes vista de $43.000.000 en efectivo.   La Compañía se encuentra en una sólida posición financiera para acelerar los proyectos de exploración existentes y la flexibilidad financiera para buscar otras oportunidades. Lithium Chile además también está ampliando el […]

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En Buenos Aires, formarán a trabajadores para el offshore petrolero

En Mar del Plata, sellaron un acuerdo del IAPG con la Secretaría de Energía y la CGT para generar programas de capacitación en el área de los hidrocarburos. Un programa de capacitación en temas de hidrocarburos y producción offshore es el eje central de un convenio firmado en Mar del Plata entre la Secretaría de Energía de la Nación, la Confederación General del Trabajo (CGT) y el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAGP). El compromiso de formación para los trabajadores es en el contexto de la exploración en áreas costa afuera a la altura de la provincia de Buenos […]

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El buque regasificador de Excelerate Energy llegó a Bahía Blanca

Amarró en el sur de la provincia de Buenos Aires: recibirá gas importado y lo inyectará a la red durante el invierno El buque regasificador de la empresa estadounidense Excelerate Energy llegó al puerto de Bahía Blanca, donde amarrará durante los próximos tres meses para inyectar gas natural a la red y atender el pico de demanda invernal, informaron fuentes oficiales. Se trata del buque Exemplar que ingresó el domingo a aguas nacionales y ya está amarrado en el puerto bahiense, esperando carga para poder comenzar la operatoria de regasificación, tarea con la que se sumará al buque de la […]

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Basualdo disertó sobre transición energética en un evento del Institute of the Americas

El Subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, participó del evento “Mesa Redonda sobre Energía”, que organizaron el Institute of the Americas junto al CEARE en el Alvear Palace Hotel. Allí, el Subsecretario disertó en la jornada sobre Transición Energética, encabezando el panel “Creando las condiciones necesarias para una transición energética sostenida”, junto a la Secretaria de Provincias del Ministerio del Interior, Silvina Batakis. Durante su alocución, Basualdo afirmó que “Argentina tiene un crecimiento exponencial en energías renovables y una potencialidad excepcional en solar y eólica”, y agregó que “además de la repotenciación proyectada de las centrales hidroeléctricas, que aportan potencia […]

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Astudillo y Walberto Allende se reunieron con el ministro de Ambiente de Nación

El objetivo del encuentro fue el de acordar una agenda común de trabajo entre San Juan y el Ejecutivo nacional que permita el cuidado de los recursos naturales con el correcto desarrollo de la actividad minera. Astudillo y Walberto Allende se reunieron con el ministro de Ambiente de Nación El ministro de Minería fue recibido por el ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación, Juan Cabandié, con el fin de avanzar en una agenda de trabajo conjunto. Del encuentro también participó el diputado nacional Walberto Allende. El titular de la cartera minera fue recibido en la Ciudad de […]

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Luego de 30 años, Ambiente actualizó las multas a empresas contaminantes

Fue a través del decreto 241/22, firmado por el presidente de la Nación, Alberto Fernández; el jefe de Gabinete, Juan Manzur y el ministro de la cartera ambiental, Juan Cabandié. El Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible impulsó la actualización de los montos que se imponen a los establecimientos que contaminan cursos de agua o provocan perjuicios a las instalaciones cloacales. Mediante esta modificación en la normativa, se crea la unidad fija (UF) como medida para la determinación de las infracciones que se cometan en violación de la Ley 13577, cuyo valor será equivalente al de la unidad retributiva al […]

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Total Energies y Ørsted se asocian para participar en licitaciones holandesas de energía eólica marina

TotalEnergies y Ørsted se han unido para presentar ofertas conjuntas para las dos licitaciones holandesas de energía eólica marina “Holland Coast West” con el objetivo de lograr un impacto positivo neto en la biodiversidad y el sistema energético holandés. Los parques eólicos de Holland Coast West están ubicados aproximadamente a 53 km de la costa holandesa y tienen una capacidad combinada de casi 1,5 gigavatios (GW). Como líderes mundiales en energía renovable y energía eólica marina, Ørsted y Total Energies combinarán sus puntos fuertes en estas licitaciones con el fin de contribuir al objetivo de los Países Bajos de desarrollar […]

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Vaticinan que la Cuenca del Permian llegara a un récord de producción en junio

La producción de petróleo en ese mes llegará a los 5.220 MMBPD es decir 90.000 barriles por día más que la producción actual de 5.130 bpd llegando a un total de 8.760 MMBPD en  la producción de los yacimientos no convencionales en Estados Unidos. En total, en las principales cuencas de petróleo de lutitas de Estados Unidos aumentará la producción en 142.000 bpd. En Bakken, Dakota del Norte y Montana, se pronostica que la producción subirá 18,000 bpd a 1.190 MMBPD, arrojando el mayor volumen desde diciembre de 2020. En Eagle Ford, al sur de Texas, la producción aumentará 30.000 […]

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Uruguay lanza un nuevo fondo para fomentar energías renovables

Este nuevo fondo nace tras más de un año desde que Uruguay fuera seleccionado por la Organización de las Naciones Unidas (ONUDI) como uno de los cuatro países del mundo que recibiría diez millones de dólares no reembolsables a modo de financiamiento por parte del Fondo Conjunto de Naciones Unidas para cumplir con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS). 

De este modo, el país avanza hacia una segunda transformación energética y la posible reactivación de contratos renovables, además que se afianza el compromiso de cumplir con las metas de descarbonización mediante la contribución de un programa de financiamiento “innovador”.

“Este fondo es único. El mundo mira a Uruguay y a esta experiencia. Es un proyecto que va a servir de ejemplo para todos. Es una nueva forma de hacer negocios», sostuvo Pablo Ruiz Hiebra, Coordinador de la ONU en Uruguay, durante el lanzamiento de RIEF. 

Mientras que Omar Paganini, Ministro de Industria, Energía y Minería del país, manifestó que “el mundo avanza hacia la generación de infraestructura, tecnología e innovación para la transición energética”. 

“Esperamos que esto traiga beneficios ambientales, económicos, pero también generación de empleo. Todo esto está tomado en cuenta en este instrumento», agregó. 

Justamente uno de los puntales del apoyo económico de la ONUDI se basaba en la búsqueda de desarrollos de movilidad sustentable e innovación tecnológica, tales como hidrógeno verde y almacenamiento, o la propia generación de medidas y ayudas para desarrollar aún más las renovables en el país, en el marco de la Agenda 2030. 

E incluso, desde abril del 2021, el Director Nacional de Energía del MIEM, Fitzgerald Cantero Piali, le confesó a Energía Estratégica que se esperaba que los fondos sirvan para que el sector privado que se embarque en este tipo de proyectos, pueda acceder al sistema financiero con tasa cero o con créditos muy blandos. 

Y cabe recordar que hace menos de dos meses, el gobierno uruguayo lanzó el Fondo Sectorial de Hidrógeno Verde, con el que fomentará los primeros emprendimientos para la construcción, producción y uso del H2V y sus derivados a partir de proyectos de una escala mínima de 1,5 MW de capacidad nominal del electrolizador. 

Dicho programa incluirá un apoyo monetario de hasta USD 10.000.000 no reembolsables que será adjudicado y distribuido en un plazo no superior a diez años, en partidas anuales e iguales, desde el inicio de la operación de la planta. En tanto que el pago estará asociado al cumplimiento de hitos.

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Greenyellow pone el acento para fotovoltaica y eficiencia en centros comerciales en Colombia

En los últimos años, inversionistas, desarrolladores y operadores de centros comerciales han mostrado un creciente interés por medir su consumo de energía, optimizarlo y hacerlo más eficiente, no sólo para generar ahorros económicos, sino también porque en el ámbito ambiental el tema cobra más relevancia por lo que la compañía francesa Greenyellow ha sido el gran aliado para sus proyectos de eficiencia energética y energía solar.

Implementando medidas que reducen la huella medioambiental como, por ejemplo, la potenciación de la luz natural y los espacios verdes, el uso de energías renovables y la iluminación eficiente. Han apuntado que sea su nuevo compromiso. 

A la fecha, Greenyellow Colombia ha construido 15.622 paneles en los 14 proyectos en centros comerciales en departamentos como Cundinamarca, Sucre, Antioquia, Meta, Atlántico, Boyacá y la Guajira y su equivalencia en arboles sembrados es de 22.219.

Primera planta de energía solar para autoconsumo en Sopó

Contribuyendo a la mitigación del cambio climático y al 25% reducción del costo anual de energía en el centro comercial Premium Outlet Arauco Sopó se dio a funcionamiento su planta de energía solar instalada sobre suelo con una Capacidad instalada de 55.8 kWp en un área de casi 500 m2. Para Parque Arauco este proyecto es uno de los más importante por ser el primero en los activos de la división en Colombia.

Ecosistema de ahorro sostenible en un Centro Comercial 

Los centros comerciales tienen un potencial de acciones sostenibles, debido a que su operación es prolongada en el tiempo y que a su vez le permite reducir sus gastos energéticos.  

Un ejemplo de la construcción de este ecosistema es el Centro Comercial Panorama en Barranquilla que, durante los últimos tres años, ha intervenido algunos de sus sistemas para ofrecer un mejor confort a sus visitantes y con ellos reducir su gasto energético y con ello reducir sus emisiones de CO2.  

Estas acciones han involucrado la implementación de fuentes limpias de energía con proyectos fotovoltaicos e intervención de sus sistemas de aire acondicionado, que le han permitidos al centro comercial prevenir la emisión de 953,3 toneladas de CO2 al año, equivalente 1,6 hectáreas de árboles plantados necesarios para la absorción de dicho gas. 

En el 2019, el centro comercial implemento sobre su cubierta, a través de su supermercado ancla, una planta solar con una capacidad instalada de 518,3 kWp y actualmente genera 706 MWh/año y cubre el 30% del consumo del supermercado.  

Esta estrategia que se complementó a finales del 2021, con la construcción del carport solar más grande, instalado hasta la fecha, sobre el parqueadero de un centro comercial, con una capacidad instalada de 256,62 kWp.  

Para esta hazaña, se instalaron 546 paneles solares sobre una estructura, que hoy ocupa 1226 m2 del parqueadero del centro comercial y hoy brinda sombra y protege a los vehículos de los visitantes sobre las inclemencias del sol caribe, y aún mejor, es aprovechado para la generación de 415,43 MWh/año de energía limpia, la cual está siendo inyectada a las instalaciones de Panorama, cubriendo más del 39% del consumo energético del establecimiento.  

“Con estas estrategias el Centro Comercial Panorama ha logrado convertirse en uno de los abanderados en la optimización de su recurso energético, que se traduce en la reducción de sus emisiones de CO2, insertándose en los acuerdos de París o el Protocolo de Montreal que buscan reducir las emisiones de este gas en la lucha contra el cambio climático” concluyó Rafael Pareja director Fotovoltaico de GreenYellow.  

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La próxima semana presentarán al Gobierno una hoja de ruta del hidrógeno en México

La Asociación Mexicana de Hidrógeno presentará una hoja de ruta del H2 en el Congreso durante el transcurso de la semana que viene, en la que se analizarán las barreras de entrada para la implementación de producción de dicho vector energético, retos y oportunidades para México. 

Israel Hurtado, presidente de la entidad que nuclea a 45 empresas del sector energético del país, confirmó en un evento internacional sobre hidrógeno que ya está todo encaminado para llevar la propuesta al Poder Legislativo, pocas semanas después de la fecha que había mencionado anteriormente en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica. 

En aquel entonces, había dicho que para alcanzar este documento se trabajaba con una consultora internacional, con tal de detonar la industria del H2V en México, de manera organizada y eficiente.

Y según pudo averiguar este portal de noticias, dentro de los hallazgos más importantes de la hoja de ruta se destaca una posible demanda de, al menos, 2,700 kilotoneladas para el 2050, lo que apalancaría las ventajas competitivas del país en materia de exportación. 

Mientras que para satisfacer dicha demanda estimada, se requeriría la instalación de 80 GW de capacidad renovable y 51 GW de electrólisis, equivalente a una inversión total de 60 mil millones de dólares entre 2025 y 2050.

De este modo, la industria de hidrógeno verde podría reducir más de 50 millones de toneladas de gases de efecto invernadero al 2050, “que representa una reducción del 14% comparado con el año base 2019”, según detallaron las fuentes cercanas a Energía Estratégica. 

Y cabe recordar que en México existen alrededor de 200 centrales renovables en operación a gran escala – más de 14 GW instalados -, por lo que se espera que en el corto plazo se puedan producir dicho vector energético. 

Aunque, para ello, desde la Asociación Mexicana de Hidrógeno ya manifestaron que uno de los principales temas a resolver es la necesidad de trabajar en Normas Oficiales Mexicanas (NOM) o regulaciones correspondientes, dado que podrían ser una barrera de entrada en el comienzo y también a considerar para el futuro. 

Por lo que, Israel Hurtado insistió en la importancia de generar diálogo con los principales actores del sector, tanto aquellos consumidores del hidrógeno como productores, y los invitó a dialogar y que conozcan “lo que se debe hacer en materia de H2V, de descarbonización, de los Objetivos de Desarrollo Sostenible y del camino net-zero”. 

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Puerto Rico: Exigir rango de precios atentaría contra la construcción de nuevos proyectos renovables

La Junta de Control Fiscal establece unos rangos de precios para proyectos de energías renovables que irían en detrimento de nuevas inversiones en el sector. 

La medida se remonta tiempo atrás y se han ido actualizando los valores en base al Plan Fiscal de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) sin contemplar crisis globales, cambios macroeconómicos locales, así como la deuda que aún mantiene la empresa estatal y que dificultan sujetar el LCOE de proyectos con distintas características a cifras prestablecidas dentro de un año fiscal.

Desde la perspectiva de desarrolladores y generadores renovables se les debe permitir trasladar a sus proyectos esos “riesgos” que se atraviesan en el escenario actual y que terminarán por generar precios distintos y, en general más altos -dependiendo la tecnología, escala, ubicación, etc- que aquellos propuestos en el rango entre USD 80 y USD 105 MWh.

Desde la Asociación de Productores de Energía Renovable de Puerto Rico (APER) advierten que en 2021 “por primera vez en más de dos décadas, el costo de los proyectos solares instalados y, por lo tanto, de la energía solar, es más alto que el año anterior y se espera que dichos costos aumenten en el futuro”.

Aquello no es especulación, sino todo lo contrario y se lo advierte para evitar aquellas prácticas en específico dentro de las convocatorias a Solicitud de propuestas (RFP) que están en marcha, argumentando la necesidad de no fijar rangos de precios porque los preestablecidos imposibilitarían la construcción de los proyectos considerando, por ejemplo, las alzas en toda la cadena de suministro.  

En específico, aseguran que el índice de precios al productor de la Oficina de Estadísticas Laborales de EE. UU. (WPU10) demuestra un aumento general en los precios de las materias primas del 53% para metales y productos metálicos, y los costos de todos los materiales necesarios para la fabricación de paneles solares también han aumentado dramáticamente.

Los impulsores más significativos son un aumento de más del 300 % en el costo del polisilicio y un aumento de más del 60 % en el costo del cobre y el aluminio que afectan directamente el costo de los paneles solares, racks, inversores, interruptores e infraestructura de interconexión.

Los costos de envío globales también aumentaron aproximadamente 6 veces, lo que resultó en un aumento de $ 0,005 por Wp a $ 0,03 por Wp.

Por ello, desde la APER indicaron en su carta a la AEE que: “Estos aumentos de costos son bien conocidos y están impactando los mercados de energía renovable en todo el mundo y particularmente en Puerto Rico. Estos aumentos de costos son una realidad del mercado actual, fuera del control de los proponentes, la AEE, el NEPR, la JSAF o el gobierno de Puerto Rico”.

Por carta empresarios cuestionaron a las autoridades tope de USD 105 para renovables en Puerto Rico

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Basualdo: “Argentina tiene un crecimiento exponencial en renovables y una potencialidad excepcional en solar y eólica”

Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación participó del evento “Mesa Redonda sobre Energía”, organizado por el Institute of the Americas junto al Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE) en el Alvear Palace Hotel.

Allí, el subsecretario disertó en la jornada sobre Transición Energética, encabezando el panel “Creando las condiciones necesarias para una transición energética sostenida”, junto a la secretaria de Provincias del Ministerio del Interior, Silvina Batakis.

Y durante su alocución, Basualdo afirmó que “Argentina tiene un crecimiento exponencial en energías renovables y una potencialidad excepcional en solar y eólica”.

«Además de la repotenciación proyectada de las centrales hidroeléctricas, que aportan potencia y energía limpia al Sistema, en el corto plazo estamos impulsando los mercados eléctricos regionales para la incorporación de energías renovables en cada región del país. Así vamos a aprovechar la capacidad remanente de transporte, y reemplazar generación diésel costosa y contaminante por generación limpia y competitiva», agregó.

Por último, el subsecretario resaltó “estamos reactivando y finalizando obras para ampliar la capacidad de transporte en 500 kV, limitada por la falta de inversiones de la gestión anterior».

«Además, vamos a licitar el Plan Federal 3, con una inversión de 1.200 millones de dólares, y el Plan AMBA I, para reforzar el anillo energético del Área Metropolitana de Buenos Aires con una inversión de 1.000 millones de dólares”, concluyó el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación.

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Acolgen solicita que la próxima gestión de Colombia impulse la Ley de Consultas Previas

Este 29 de mayo, los colombianos y colombianas se dirigirán a las urnas para elegir al próximo presidente de la República.

La asociación de generadores, Acolgen, ha conversado con el equipo de Energía de los tres principales candidatos a la presidencia: Sergio Fajardo, del Centro Esperanza; Gustavo Petro, candidato del Pacto Histórico; y Federico Gutiérrez, referente del Equipo por Colombia.

“Las tres tienen muchos puntos en común, están buscando seguir el camino de ampliar la penetración de nuevas energías a la matriz, lo cual nosotros vemos con tranquilidad, aunque siempre hemos dicho que tiene que haber un equilibrio entre la entrada de estas nuevas energías y la confiabilidad de los precios”, expresó Natalia Gutiérrez, Presidente de Acolgen.

Durante una entrevista brindada al medio La República, la dirigente hizo referencia a uno de los temas del momento: La promoción de una Ley de Consultas Previas.

“No tener una normativa ha sido una gran dificultad para poder tener clara las reglas de juego y, definitivamente, se están atrasando los proyectos. Se están atrasando las líneas y este es uno de los llamados que le estamos haciendo al nuevo Gobierno: Por favor, saquen adelante la Ley de Consulta Previa. No podemos seguir sólo con los fallos de la Corte Constitucional”, sostuvo.

Y aseveró: “Las reglas claras son importantes para todos: Para las comunidades y para las empresas, que puedan asumir compromisos y tiempos. Vemos que esto genera mucha incertidumbre para la realización de nuevos proyectos”.

Gutiérrez explicó que desde la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) han mejorado mucho en la expedición de certificaciones ambientales, pero que el cuello de botella sigue siendo la posibilidad de acuerdos entre empresas y comunidades por el uso de los terrenos.

“Lo que permite la Ley de Consultas Previas es generar beneficios de ambos lados, ponerle tiempos y montos a estos compromisos y resolver situaciones que a veces se presentan desafortunadamente en las regiones y es que las mismas comunidades son secuestradas por agitadores profesionales, que se dedican a volver un negocio las consultas y eso no nos puede pasar”, advirtió.

En esa línea, la ejecutiva de la entidad de generadores expresó: “De La Guajira esperamos que entren 3.000 MW de nueva energía eólica y solar”.

Recordó que en la subasta del 2019 se adjudicaron más de 1.000 MW eólicos en esa región, pero por no poder avanzar en consultas previas podría suceder que los proyectos se pongan en marcha pero que no tengan la infraestructura de despacho.

La Colectora, que es la línea que despachará la energía de 550 MW de esos emprendimientos eólicos, tiene que tener el visto bueno de más de 200 comunidades indígenas. Según Gutiérrez, lo ha alcanzado con el 60%, pero aún resta un 40%.

Para la directiva, una Ley provocaría un proceso virtuoso. “Las inversiones en este sector generan unos encadenamientos productivos fundamentales en las regiones, motivando toda una economía alrededor de estos proyectos que, si no logramos consolidarlos, no solo vamos a tener problemas de entregar energía sino con la tarea pendiente de hacer proyectos de infraestructura”, observó.

Eólica marina e hidrógeno

Por otra parte, la Presidente de Acolgen expresó que el lanzamiento de la hoja de ruta eólica marina y la del hidrógeno “son señales muy importantes de políticas públicas para que se puedan desarrollar proyectos pilotos y se prueben estas tecnologías”.

Observó que aun el precio de los emprendimientos para generar energía “son todavía bastante costosas”, pero que los pilotos y la depreciación de las tecnologías “en el largo plazo generarán complementariedad eficiente en nuestra matriz”.

“Con los proyectos piloto podremos aprender estas mejores prácticas para luego tener un despliegue masivo de estas tecnologías en la red”, confió Gutiérrez.

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Uruguay premia el uso de calentadores solares y paneles fotovoltaicos para autoconsumo

Uruguay continúa en el camino de la transición energética y sigue fomentando iniciativas para descarbonizar aún más la matriz y consumir menos energía proveniente de fuentes contaminantes.

Es por ello que el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay lanzó una nueva convocatoria de Certificados de Eficiencia Energética (CEE) para reconocer a aquellos usuarios que hayan implementado soluciones de eficiencia energética en el último tiempo. 

De este modo, se busca dar un reconocimiento económico entre 7% y 30% de la inversión realizada, en función de los ahorros de energía en la vida útil de las medidas utilizadas. 

Las postulaciones valdrán para aquellas esquemas y equipos puestos en práctica de manera exitosa de todos los sectores de la actividad productiva y del segmento residencial, entre las que se encuentra la instalación de paneles solares térmicos y módulos fotovoltaicos para autoconsumo, entre otras. 

Esta medida del gobierno uruguayo se enmarca dentro de la Ley N° 18597, (ley de uso eficiente de la energía), promulgada en 2009 y del Plan Nacional de Eficiencia Energética 2015 – 2024, que tiene por objetivo alcanzar una meta de energía evitada de 1690 kilotoneladas de petróleo (ktep). 

Y dentro de esa estrategia, se prevé que tener instalados, al final de período considerado, “algo más de 150000 m2 de colectores solares térmicos”, más de la mitad de ellos en el Sector Residencial, representando cerca de 50000 instalaciones familiares.

Los interesados a acceder a los Certificados de Eficiencia Energética, podrán postularse de dos formas: para medidas estandarizadas y otra para medidas no estandarizadas, siempre y cuando que, al momento de la postulación los equipos tengan mínimo un año de uso y máximo dos.

En la medida estandarizada corresponde a los ahorros de energía acotados – hasta 100 toneladas de petróleo en la vida útil -, pre-calculados y certificados por el MIEM. Y a modo de referencia, 100 tep de ahorros de energía equivalen a 90 paneles solares térmicos y 35 kW de paneles fotovoltaicos, por ejemplo. 

Mientras que la postulación de medidas no estandarizadas se trata del mecanismo habitual de aplicación a la herramienta, y para todos los casos cuyos ahorros de energía superen las 100 tep. y que hayan comenzado a operar entre el 01/07/2020 y el 30/06/2021. 

Para postularse se deberán certificar los ahorros de energía generados con un Agente Certificador de Ahorros de Energía registrado en el MIEM, y cumplir con los demás requisitos exigidos en la convocatoria. En tanto que la fecha límite para presentarse es hasta el 22/07/2022.

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Galicia elabora una agenda energética para desarrollar polo de energías renovables

Galicia es la segunda región española con más generación eléctrica renovable del país con un 74% del total, detrás de Castilla y León. 

La Directora General de Planificación Energética y Recursos Naturales de la comunidad, Paula Uría, comenta que se está elaborando una agenda energética, con vistas al 2050. «Fue presentada recientemente al comité de energía”, comenta la funcionaria.

“Queremos posicionarnos como un polo energético innovador dirigido a la eólica marina y almacenamiento energético. Creemos que tenemos el potencial y la capacidad para consolidarnos como una zona puntera en este sector.”, asegura Uría.

En este sentido destaca a la energía eólica como uno de los puntos de la comunidad autónoma: “El viento es el petróleo de Galicia”.

En las aguas entre Cedeira y Cariño, a 30 KM de A Coruña, la empresa BlueFloat construirá un parque eólico flotante con 80 generadores que alcanzará una potencia de 1,2 GW.

Durante el 2021 la comunidad gallega instaló cerca de 70 MW de potencia en proyectos eólicos, llegando a un total de 3,8 GW. Esto la ubica en el cuarto lugar de toda España.

Asimismo la directiva señala que desde la administración de Galicia trabajan para la integración de energías renovables no eléctricas: “Tenemos recursos estupendos en biomasa para la generación de energía térmica”.

Para fomentar proyectos que utilizan esta tecnología, se abrieron convocatorias para compañías que utilicen energías como la biomasa, aerotermia, geotermia, hidrotermia o termosolar. Estas ayudas tendrán un presupuesto de 6,1 millones de euros provenientes del Plan de Recuperación Transformación y Resiliencia.

En esta línea Uría destaca el apoyo del Gobierno de Galicia en el impulso de emprendimientos de gases renovables, destacando al hidrógeno verde como el principal vector energético del futuro.

“También estamos trabajando en proyectos de energía circular con la generación de biometano y la descarbonización de las redes de gas, a través de procesos de valorización de residuos para la biometanización”, remarca la funcionaria.

La Directora General de Planificación Energética recalca que es necesario “pisar el acelerador” para que no se pierdan las oportunidades en materia de renovables.

Críticas al PERTE

Por otro lado, Paula Uría menciona que hay muchos Planes del programa Proyectos Estratégicos para la Recuperación y Transformación Económica (PERTE), pero no aún no tienen un impacto en el sector.

“Realmente no llega la ayuda todavía a las empresas para esos proyectos que los promotores quieren desarrollar. Falta regulación, seguridad para poder invertir y que se ponga encima de la mesa esa palanca de fondos europeos”, indica la funcionaria.

También advierte que “es necesario un marco regulatorio estable que de competitividad a las empresas. Esperamos que el Gobierno dé pasos para estabilizar la regulación en materia energética”.

Asimismo subraya que los fondos europeos Next Generation son una oportunidad importante y que deben servir como una palanca para consolidar proyectos industriales

 

 

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Empresas piden por la subasta de la energía eólica marina de España

En inicios del 2023 tendrá lugar la primera subasta que impulse el desarrollo de la eólica marina según el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

Para referentes de los diferentes sectores que eligen esta tecnología para alcanzar el 42% de energías renovables hacia 2030 que exige el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). 

Aunque sostienen que la transición debe ser ordenada y a largo plazo, la soberanía energética y el avance en el mercado internacional de otros países preocupa a los inversionistas españoles. 

“Francia, Escocia, Alemania y Portugal ya están por la segunda subasta y nosotros estamos por los papeles”, sostuvo Beatriz Mato, Directora de Desarrollo Corporativo y Sostenibilidad de Greenalia, durante la Mesa redonda de Energías Renovables, organizada por El Español: La Galicia que viene.

Asimismo destacó que, particularmente aquí, se cuenta con el conocimiento, los puertos, la comunidad con más kilómetros de costa y el empuje de los promotores, y se pregunta: ¿por qué esperar si hay necesidad de acelerar al máximo?

Fue durante el evento del periódico que los integrantes de las compañías de renovables coincidieron en que el potencial que tiene esta región para aportar a la cadena de suministro de la eólica marina mantendría al país como líder en el mundo. 

“Desde el primer tornillo hasta el último lo podríamos hacer en España, incluso en Galicia”, afirmó Mato. 

Greenalia, Cobra, Ocean Winds, Blue Float, Iberdrola, Naturgy, Repsol, incluso referentes del panorama internacional como Equinor u Orsted, quieren instalar eólica marina en las costas españolas. 

Por su parte, Javier Monfort, Country manager de BlueFloat Energy en España se pregunta si llegarán a tiempo y revela un cierto temor de que, por impulsar la cadena de valor para el abastecimiento nacional, se pierdan de otros mercados. 

“En paralelo al marco normativo y el desarrollo de los parques comerciales, no sería una mala opción tener un marco para un proyecto de mostrador y estar listos a la proyección internacional”, agrega Monfort.

Como prueba de que existe demanda, muchos exponen la necesidad de reemplazar la capacidad fósil en los sectores industriales. 

De acuerdo a las empresas, los proyectos eólicos marinos cumplirán un papel fundamental en este sentido porque permitirá el acceso a aguas profundas para obtener una energía más predecible y con un perfil de generación que se adecúa a la exigencia industrial gracias a su carga base. 

 

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Entró en funcionamiento la Unidad Generadora 2 de la hidroeléctrica Yacyretá

De acuerdo con el cronograma de mantenimiento programado en la Hidroeléctrica Yacyretá, entró en funcionamiento la Unidad Generadora n° 2 de la Central el martes 17 de mayo, informó la EBY.

Entre los meses de marzo, abril y mayo se ha realizado el mantenimiento programado de la U02, el cual fue efectuado por profesionales pertenecientes al Departamento Técnico de la Central Hidroeléctrica Yacyretá.

Las tareas consistieron en el mantenimiento sobre todo el tren de potencia de la unidad, en particular sobre su transformador principal, el sistema Kaplan de movimiento de alabes en el Cubo del Rodete, el sistema de excitación, el generador de la unidad, la playa de maniobras de 500 kV aislada en Hexafluoruro de Azufre ( SF6) y otros sistemas de la turbina que requieren mantenimiento, como el sello del eje, el mecanismo de movimientos de paletas del distribuidor, motores CC/CA, y tableros de unidad.

Además de lo mencionado, se realizaron inspecciones de las zapatas del cojinete de empuje, los pernos de conexión y los brazos oscilantes, se detalló.

Se destacó que las tareas realizadas cumplen el mantenimiento programado (MAPRO) de cada unidad que tiene como objetivo principal agregar valor para mantener las prestaciones originales después de 29 años de servicio permanente a los sistemas eléctricos argentino y paraguayo.

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Acuerdo Energía-IAPG-CGT para capacitación laboral en producción offshore

Se firmó en la ciudad de Mar del Plata un acuerdo marco entre la Secretaría de Energía, la CGT y el IAPG con el fin de generar programas de capacitación para trabajadores en el área energética de los hidrocarburos y de la producción offshore.

Participaron de la firma el Secretario de Energía, Darío Martínez; el Secretario General de la CGT Seccional Mar del Plata, Miguel Guglielmotti; el presidente del IAPG, Ernesto López Anadón; y Guillermo Bianchi por la Universidad Popular de los Trabajadores de Mar del Plata y Zona Atlántica.

En el marco de su visita a la ciudad, Darío Martínez recibió un amplio apoyo de los diferentes sectores sindicales, productivos, profesionales y académicos para avanzar con la exploración offshore en la costa bonaerense, quienes destacaron los beneficios que esta actividad traerá para la ciudad y la provincia, tanto en crecimiento de empleo como en desarrollo económico, destacó Energía.

Durante la firma del convenio Martínez agradeció al Secretario General de la CGT, Miguel Guglielmotti por la iniciativa de crear capacitaciones para los futuros trabajadores y trabajadoras del sector hidrocarburífero y al Presidente del IAPG, Ernesto López Anadón por el compromiso y la rápida respuesta a ese requerimiento.

“Muchos han criticado la extracción de gas por fracking en Vaca Muerta, pero les aseguro que es gracias a Vaca Muerta y las políticas que hemos llevado desde el gobierno nacional, que hoy, en una circunstancia de guerra en Europa que ha disparado los precios del gas a valores nunca vistos, Argentina puede sobrellevar la situación”, destacó el secretario de Energía.

Durante su recorrido en la ciudad, Martínez participó de una presentación técnica ante sectores de universidades organizada por YPF y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, donde manifestó que “Mar del Plata y toda la costa bonaerense tienen una oportunidad inigualable, que no pueden dejar pasar, ya que la exploración off shore va a redundar en la creación de nuevos puestos de trabajo y en el desarrollo de pymes locales”.

“La industria de hidrocarburos es la que mayor multiplicación tiene de puestos indirectos: por cada trabajador petrolero se crean de 5 a 6 puestos indirectos”, Remarcó.

La visita a la ciudad incluyó el recorrido por dos astilleros del puerto marplatense, donde conversó con los referentes locales sobre el futuro impacto de la exploración offshore en el desarrollo de la industria naval, y la vistia a las instalaciones de la empresa QM en el Parque Industrial, una PyME proveedora de equipamiento petrolero.

“Hoy en el mundo existe la tecnología para explorar y producir petróleo en aguas profundas. En nuestra región, los primeros en adoptarlo fueron los brasileños en 2006, bajo el gobierno de Lula Da Silva. Hallaron petróleo a 150 kilómetros de sus costas. Hoy Brasil produce 3 millones de barriles diarios y se ha convertido en el tercer exportador de nuestro continente”, manifestó Martínez, para ejemplificar el potencial productivo de la cuenca Argerich en el Mar Argentino.

Respecto a la medida cautelar que está frenando el proyecto en la ciudad, Martínez sostuvo: “estamos convencidos de que no hay ninguna contradicción entre producción y protección del medio ambiente. Creemos que con información veraz este clima tan hostil se ha ido revirtiendo y hoy mucha gente se interiorizó de los beneficios del proyecto”.

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Basualdo y la transición energética

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, afirmó que “Argentina tiene un crecimiento exponencial en energías renovables, con una potencialidad excepcional en solar y eólica”, y agregó que “además de la repotenciación proyectada de las centrales hidroeléctricas, que aportan energía limpia al Sistema, en el corto plazo estamos impulsando los mercados eléctricos regionales para la incorporación de energías renovables en cada región del país.

“Así vamos a aprovechar la capacidad remanente de transporte, y reemplazar generación diesel costosa y contaminante por generación limpia y competitiva”, agregó, al participar de una “Mesa redonda sobre energía” que organizaron el Institute of the Americas junto al CEARE, en el Alvear¨Palace Hotel.

El subsecretario participó en el panel “Creando las condiciones necesarias para una transición energética sostenida”, junto a la secretaria de Provincias del Ministerio del Interior, Silvina Batakis.

El funcionario resaltó “estamos reactivando y finalizando obras para ampliar la capacidad de transporte en 500 kV, limitada por la falta de inversiones de la gestión anterior. Además, vamos a licitar el Plan Federal 3, con una inversión de 1.200 millones de dólares, y el Plan AMBA I, para reforzar el anillo energético del Área Metropolitana de Buenos Aires con una inversión de 1.000 millones de dólares”.

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Prorrogan por dos años el plazo para exploración offshore en área CAN_100  

El ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía, otorgó a YPF , EQUINOR ARGENTINA, y SHELL ARGENTINA , la extensión por dos (2) años del plazo del primer período exploratorio del permiso de exploración sobre el área offshore CAN_100 (ubicada a unos 300 kilómetros de la costa bonaerense, a la altura de Mar del Plata).

Mediante la Resolución 372/2022 publicada en el Boletín Oficial, se dispuso además que “durante el plazo de extensión referido la empresa permisionaria deberá abonar en concepto de canon la suma establecida por el Artículo 57 de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) y sus modificatorias y por el Decreto 771/2020 (actualización de cánones) para el primer período exploratorio del plazo básico”.

En los considerandos de la Resolución se hace hincapié en la situación planteada por la pandemia del Covid-19, que impidió realizar en tiempo y forma las tareas de exploración previstas originalmente, lo cual explica que “diversas empresas operadoras, titulares y/o representantes de empresas titulares de los permisos de exploración otorgados sobre las áreas CAN_100, CAN_102, CAN_107, CAN_108, CAN_109, CAN_111, CAN_113, CAN_114, AUS_105, AUS_106, MLO_113, MLO_117, MLO_118, MLO_121, MLO 122, MLO 123 y MLO 124 solicitaron la suspensión del plazo del primer período exploratorio de sus respectivos permisos”.

Ello, “por cuanto la exploración de hidrocarburos en áreas costa afuera se realiza principalmente a través de la adquisición de sísmica para conocer el potencial de los recursos hidrocarburíferos que se disponen en un determinado lugar, lo que conlleva la contratación de buques especialmente diseñados para realizarla, cuya disponibilidad depende del nivel de actividad, logística de la operación y ventanas climatológicas, entre otras variables”, se explicó.

Por medio del Decreto 870/2021 se delegó en la Secretaría de Energía la potestad de revisar y otorgar o rechazar las solicitudes presentadas por las empresas titulares de los permisos de exploración, de extensión del plazo del primer período exploratorio de los permisos de exploración otorgados a través del Concurso Público Internacional Costa Afuera N° 1, convocado mediante la Resolución 65/18 de la ex SGE.

Las empresas ratificaron el pedido de prórroga oportunamente efectuado y solicitaron que la misma se extienda por dos (2) años, a cuyo efecto se dio cuenta de las inversiones y actividades realizadas hasta la fecha y se presentó un plan de trabajo acorde a los compromisos de actividades estipuladas en su permiso.

La Dirección Nacional de Exploración y Producción de la Subsecretaría de Hidrocarburos “en base a la documentación presentada por las empresas requirentes y a tenor de los informes emitidos por las áreas con competencia técnica en la materia ha verificado el cumplimiento de los requisitos establecidos en el Decreto 870/21”, refiere la Resolución ahora publicada, concediendo la prórroga para avanzar en la exploración.

En lo específico de la CAN-100, la nueva resolución describió que “mediante la Resolución 196/11 de abril 2019 de la ex-Secretaría de Gobierno de Energía del ex Ministerio de Hacienda se convirtió el convenio de asociación para la exploración y eventual explotación del área “E-1” (hoy área CAN_100) suscripto entre las empresas ENARSA, YPF, PETROBRÁS ARGENTINA -actualmente PAMPA ENERGÍA- y PETROURUGUAY con fecha abril de 2006, en un permiso de exploración de hidrocarburos a favor de YPF S.A. en los términos de la Ley 17.319 sobre el área CAN_100 y se acordaron los términos de la citada reconversión del convenio de asociación en un permiso de exploración.

En mayo de 2019 se suscribió entre el Estado Nacional e YPF S.A. el Acta Acuerdo correspondiente.

Mediante las Resoluciones 55/2020 de la Secretaría de Energía (entonces dependiente del Ministerio de Desarrollo Productivo), y 356/2021 de la Secretaría de Energía (luego en la órbita del Ministerio de Economía) se autorizaron cesiones parciales de participación del permiso de exploración otorgado sobre el área CAN_100 a favor de las empresas EQUINOR ARGENTINA BV y SHELL ARGENTINA S.A., respectivamente.

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Nadra: “Si los ingresos de las distribuidoras no tienen correlación con los costos, el servicio sería insostenible”

El presidente de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera), Horacio Nadra, analizó la agenda del sector justo cuando transcurrían las audiencias públicas en donde se debatió el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) que se cobrará a partir de junio y los esquemas de segmentación que propone el gobierno. En ese sentido, remarcó la necesidad de una modificación en las tarifas ya que “si los ingresos de las distribuidoras no tienen correlación con los costos, el servicio sería insostenible”, precisó.

En el marco del Ciclo de Entrevistas de EconoJournal, Nadra consideró que “en los últimos años se ha ampliado la brecha entre el costo de generación y el componente de ese costo que se traslada a la tarifa final”. Sin embargo, explicó que “el valor agregado de distribución (VAD) es el único ingreso que tienen las distribuidoras para cumplir con sus obligaciones, en el precio mayorista no hay ningún costo reconocido para las compañías”.

Respecto a la actualización del PEST y su nulo impacto en la rentabilidad de las distribuidoras detalló que “hay situaciones disimiles en las provincias, pero cada una ha buscado la manera de actualizar el VAD o proveer recursos a través de subsidios directos para la que las distribuidoras puedan seguir cumpliendo con sus actividades”.

En ese sentido consideró que “el problema que existe en Argentina es la inflación porque nuestra actividad requiere una inversión permanente ya sea de reposición o expansión, pero también de mantenimiento que implica mano de obra. El 60% de los costos operativos son salarios”.

Subsidios en Buenos Aires

El ejecutivo de Adeera manifestó que “los ajustes por la inflación que se han verificado en el AMBA y en el resto de la provincia de Buenos Aires son menores respecto a los de otras jurisdicciones”. A su vez, destacó que “a pesar de tener una inflación de dos dígitos y con las demoras naturales de los propios procesos de ajustes tarifarios hacen compleja la prestación de servicios, la gran mayoría de las distribuidoras está al día con los pagos a Cammesa”.

En esa línea indicó que “la situación de las distribuidoras que no llegan a pagar se da porque los recursos son escasos y tienen que optar entre las inversiones, el pago de los salarios y la operación de un servicio que funciona las 24 horas, los siete días de la semana, nadie no quiere pagarle a Cammesa”.

Al referirse a los subsidios remarcó que “el precio residencial que está vigente, es el mismo para todas las provincias, todos los usuarios lo reciben de la misma manera, no hay diferenciación entre las distintas provincias”.  

Segmentación tarifaria

Nadra también brindó su mirada acerca de la quita de subsidios y la segmentación de las tarifas. En tal sentido, afirmó que “lo ideal sería la sanción de alguna norma que permita ser aplicada en todas las provincias de la misma manera”.  A continuación, agregó que “si bien la segmentación no incrementa ni disminuye los recursos con los que contamos para cumplir con nuestras obligaciones, es necesario que paulatinamente los precios mayoristas reconocidos en las tarifas se empiecen a parecer a los costos de prestación”.

Asimismo, enfatizó en que “lo mejor sería definir una quita de subsidios entre uno y tres años con escalones que se puedan informar a la comunidad para que esto les permita adaptar su consumo a una nueva señal de valores, con un precio estacional que sea único para toda la demanda sin discriminación”.

Al mismo tiempo, admitió que “hay dificultades (de la población) para llegar a fin de mes, nosotros somos conscientes de esto, los ingresos son escasos”. “Por eso, junto con la segmentación, es necesario establecer un esquema de subsidios aplicados a las familias más vulnerables”.

Además, dio cuenta de que “los costos del servicio eléctrico siempre se pagan, ya sea a través de la demanda o por medio de los contribuyentes. El 60% de los costos de generación lo representan los combustibles, sin ellos no habría energía”.

Por lo cual concluyó que “el PEST debería ser uniforme para todos, representando el costo de producción, junto con un esquema de protección para los más vulnerables, de modo que se encausen los costos de prestación a través de las tarifas y se haga un uso eficiente de un recurso escaso”.

En cuanto a los subsidios, opinó que “el Estado cuenta con toda la información e inteligencia suficiente para definir cómo administrar los recursos con los que cuenta”. En ese sentido, planteó que “sería conveniente que para los que puedan hacerse cargo del servicio el valor de sus tarifas sea parecido a los costos para que se tenga en cuenta el valor de producir energía eléctrica en Argentina”.

Asimismo, exhibió que “siempre se habla de costos de producción, pero no de los de distribución los cuales representan entre el 30-40% del total que le enviamos a los usuarios en sus facturas”.

Transformación energética

El presidente de Adeera mostró que “a nivel global el sector de la distribución eléctrica está viviendo la mayor transformación en su historia impulsada por el uso de las tecnologías disruptivas, la generación de energías renovables y la incorporación de las baterías y autos eléctricos”.

En base a esto marcó que “las nuevas generaciones exigen estas transformaciones y la ventaja de entrar tarde en este proceso, respecto a otros países, es que no se paga el derecho de aprendizaje, porque se sabe que es lo que no se debe hacer al incorporar las nuevas tecnologías”.

De igual manera, interpretó que “con la incorporación de las tecnologías y junto con unas tarifas que representen los costos, se va a generar incentivos y modificaciones respecto a los hábitos, sumado al cambio de equipamientos por unos más eficientes, como los motores invertir, por parte de los usuarios”.

Por último, Nadra consideró que también “se dará la incorporación de nuevas tecnologías de generación distribuida, donde el colocar paneles solares en los techos de las casas va a significar un consumo más eficiente y va a tener un breve repago más corto”. Por esta razón afirmó que “será necesario que los recursos de distribución se mantengan actualizados para que se sumen todas estas tecnologías y automatismos para que las redes sean más eficientes”.

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El Oleoducto Trasandino permitirá exportar más de 50 mil barriles de crudo de Vaca Muerta

Según las estimaciones del gobierno de Neuquén, mientras se ejecutan las tareas para ponerlo en funcionamiento tras 15 años de inactividad. Directivos de la empresa Oleoducto Trasandino (Otasa), se reunieron con el ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro, “a fin de repasar y revisar los trabajos que desde la firma se realizan para poner en funcionamiento la línea que permitirá la exportación de petróleo desde Neuquén a Chile”, informó la cartera neuquina. Durante el encuentro, el gobierno provincial comprometió “el trabajo y acompañamiento de distintas áreas tales como el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) y las […]

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Petróleo: firman un compromiso para que los puestos de trabajo sean para marplatenses

El subsecretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, firmará un  acta con las autoridades de la CGT. Afirman que en una primera etapa se crearán 10 mil puestos de trabajo. Funcionarios del ministerio de Energía de la Nación desembarcarán en Mar del Plata este martes para firmar un compromiso con las autoridades de la CGT regional que garantice que los puestos de trabajo que se generen por la exploración de petróleo frente a las costas de la ciudad y la futura explotación prioricen a los marplatenses. El dato lo reveló el titular del Simape, Pablo Trueba, que defendió el […]

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YPF busca cubrir nuevos puestos de trabajo con jóvenes

Los puestos a cubrir son para su Programa de Jóvenes Profesionales, el cual busca ampliar la cantidad de trabajadores jóvenes dentro de la empresa “Tu crecimiento profesional puede potenciar el desarrollo de nuestro país”, señala la pagina web de la compañía. “​​​​Si sos entusiasta, tenés ganas de abordar nuevos desafíos y desarrollarte en una de las compañías más grandes del país, ¡es tu oportunidad! Inscribite en el Programa Jóvenes Profesionales” , agrega la petrolera de bandera.​​ Los requisitos para postularse son: ​​​​​​- Ser graduado o graduada de las carreras de Ingenierías de todas las especialidades o Ciencias Económicas y Tecnología. […]

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El gobierno facilitará las condiciones para que más industrias puedan cubrir su demanda de energía con fuentes renovables

La subsecretaría a cargo de Federico Basualdo está analizando habilitar a los grandes usuarios de las distribuidoras (GUDIs) para que se abastezcan con energía renovable. Hasta ahora sólo lo pueden hacer mediante el mercado eléctrico mayorista. Hay 3.438 GUDIs que representan el 12% de la demanda total que tienen las distribuidoras de todo el país. La iniciativa se enmarca en una apuesta más grande denominada “Desarrollo de Mercados Eléctricos Regionales”. También se creará un régimen excepcional para la celebración de contratos de abastecimiento de energía renovable con sociedades estatales nacionales o provinciales. La Subsecretaría de Energía Eléctrica, a cargo de […]

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Líderes del mundo, interesados en el Hidrógeno Verde

Grandes líderes mundiales y referentes del sector participarán de la Asamblea y Exposición Global de Hidrógeno Verde 2022 que se desarrollará esta semana en Barcelona, escenario donde la Gobernadora Arabela Carreras presentará el Plan Estratégico Provincial sobre Energías Limpias. Entre los principales referentes, se destaca la presencia de Andrew Forrest, presidente de Fortescue Future Industries. Es el fundador y presidente del grupo empresario que eligió invertir en Río Negro para producir Hidrógeno Verde. Fue miembro del Instituto Australiano de Minería y Metalurgia y co-preside el Foro de Grandes Líderes Empresariales, una de las plataformas de diálogo más importantes para los […]

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Guerrera en el Consejo Federal Hidrovía: “Con la puesta en funciones del Ente Nacional de Control de la Vía Navegable damos un paso efectivo en su federalización”

El ministro Alexis Guerrera encabezó en la ciudad de Rosario la reunión del Consejo Federal Hidrovía (CFH) donde se puso en funcionamiento el Consejo Directivo del Ente Nacional de Control y Gestión que llevará adelante el proceso licitatorio de la Vía Navegable Paraná- Paraguay desde una perspectiva federal. En lo que representa una visión íntegramente federal, ya que cuenta con la participación de las siete provincias ribereñas, un suceso que no ocurrió en los últimos 26 años, se desarrolló hoy la reunión del Consejo Federal Hidrovía (CFH) donde se avanzó en los lineamientos del Consejo Directivo del Ente Nacional de […]

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La CGT expresó su apoyo a la exploración offshore de hidrocarburos

La Confederación General del Trabajo expresó su respaldo al proceso de exploración offshore de hidrocarburos. “El país tiene una oportunidad enorme en su Mar Argentino, hay un potencial de decenas de billones de barriles de petróleo”, aseguró en un comunicado. La Confederación General del Trabajo (CGT) expresó su respaldo al proceso de exploración offshore de hidrocarburos al afirmar que “están dadas las condiciones para que el país encare el desafío de desarrollar sus recursos en el Mar Argentino”, debido a que puede significar una fuente potencial de empleo y generación de divisas. En un documento dado a conocer esta tarde […]

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Neuquén: Buscan replicar la plataforma multimodal

Quedaron impactados con las ventajas que ofrece el bitren. Van a imitar el proceso de transferencia de cargas. José Brillo, presidente de la Agencia de Inversiones de Neuquén, y su director ejecutivo, Carlos Pereira, viajaron a San Luis para recorrer la Zona de Actividades Logísticas (ZAL), donde se levanta la plataforma multimodal de cargas puntana, para ver su funcionamiento, ya que intentarán replicar esta infraestructura en su provincia. También estuvo presente el secretario de San Luis Logística, Sebastián Lavandeira, el gerente del Ente Coordinador de la Zona de Actividades Logísticas, Eduardo Riveros, y el director de la ZAL, Javier Casanueva. […]

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Martínez y Basualdo encabezaron el lanzamiento del equipo de trabajo para analizar las concesiones hidroeléctricas

El secretario de Energía, Darío Martínez, junto al subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, encabezaron la primera reunión del “Equipo de Trabajo de Aprovechamientos Hidroeléctricos Concesionados” (ETAHC), que realizará un análisis integral del estado de situación de los contratos de concesión de 22 aprovechamientos hidroeléctricos en ocho provincias argentinas. El secretario de Energía, Darío Martínez, señaló que “con la conformación de este equipo, tomaremos las decisiones más acertadas, respaldadas por el trabajo de las personas más capacitadas de las áreas del gobierno y de los distintos sectores relacionados con el desarrollo de las hidroeléctricas”. Y añadió que “gracias al diagnóstico […]

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Por qué se conmemoró ayer el Día Mundial de la Luz

Se trata de una iniciativa de la Unesco que busca valorar la importancia de este elemento para la vida en la Tierra y para todas las personas en general. Este lunes 16 de mayo comenzó un nuevo Día Mundial de la Luz al mismo tiempo que alcanzaba su apogeo el eclipse lunar total. La fecha se festeja desde 2017 como una manera de exaltar la importancia de este elemento. Además un 16 de mayo el ingeniero estadounidense Theodore Maiman logró encender el primer rayo láser de la historia. Esta tecnología, que Maiman hizo funcionar con con un cristal de rubí […]

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Cambio de estrategia: lanzaron una licitación conjunta de combustibles líquidos y LNG para asegurar el consumo durante julio

En términos de exigencia del despacho energético, julio suele ser el mes más complicado del año. Es cuando se registran las temperaturas medias más bajas, por lo que el consumo residencial de gas y electricidad se dispara por el uso de equipos de calefacción.

El gobierno ya realizó compulsas internacionales para adquirir combustibles líquidos y de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) para los meses de mayo y junio. Faltaba julio, aunque esa ítem se saldó este lunes, cuando se lanzaron tres licitaciones en cabeza de Enarsa (volvió a llamarse de ese modo la semana pasada en reemplazo de IEASA) y de Cammesa, dos empresas controladas por el Ejecutivo, para importar cargamentos de LNG, de gasoil y de fuel oil que deberán arribar entre el 1 y el 31 de julio.

En rigor, Enarsa lanzó ayer un tender para comprar 13 barcos de LNG, 9 para la planta regasifiacadora de Escobar y 4 para la terminal de Bahía Blanca, que esta semana comenzará nuevamente en operación. En tanto que Cammesa licitó la compra de cinco cargamentos de fuel oil por un total de 200.000 metros cúbicos (m3) y de tres de gasoil por un total de 150.000 m3, según figura en el detalle del pliego al que accedió EconoJournal. Se estima que la factura total de la compra de todos los cargamentos rondará los US$ 1500 millones.

Cambio de estrategia

Las licitaciones lanzadas este lunes evidencia un sutil, aunque no menor, cambio de estrategia comercial por parte del gobierno. Hasta el momento, el plan oficial consistía en concursar primero los cargamentos de combustibles líquidos, que eran más baratos, y luego, con esas ofertas en la mano, licitar la compra de LNG, que cotizaba con un valor más elevado. Sin embargo, en las últimas semanas el arbitraje entre el gas natural y los líquidos cambió a nivel internacional.

Si hasta fines de abril era más conveniente por una cuestión de precios relativos operar el sistema de generación eléctrica con una mayor cantidad de combustibles líquidos, hoy no está claro que esa sea así debido a que el precio del gasoil se encareció sensiblemente por la falta de stock a nivel global.

Frente a este escenario, Enarsa y Cammesa tomaron una decisión lógica de manera coordinada: licitar al mismo tiempo la importación tanto de LNG como de gasoil y fuel oil y una vez que se tengan las propuestas en la mano, ver qué cantidad de cargamentos de cada uno es más conveniente comprar.

La importación de LNG empieza a pegar de lleno en el balance de divisas del Estado. “La semana pasada pagamos dos barcos de LNG, que costaron más de US$ 120 millones cada uno”, reconoció un funcionario del área económica del gobierno. Para él viene lo peor: la seguidilla de más de 60 cargamentos de combustibles importados que llegarán al país entre junio, julio y agosto. Esos envíos sólo descargarán en los puertos argentinos si el Estado paga por anticipado las facturas en dólares de traders y petroleras.

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Buscan que el bono para financiar el gasoducto Néstor Kirchner sea un caso testigo para comenzar a reducir el stock de Leliq

En el gobierno continúan explorando la posibilidad de que Enarsa emita un bono para financiar parte de la construcción del gasoducto Néstor Kirchner. Fuentes del equipo económico señalaron a EconoJournal que lo ideal sería que el bono no solo fuera suscripto por las petroleras sino por cualquier inversor, ya que lo ven como un caso testigo para que comiencen a surgir proyectos productivos capaces de canalizar ahorro privado y reducir paulatinamente la masa de las Letras de Liquidez (Leliq) que emite el Banco Central.

El Ministerio de Economía precisó el mes pasado que para la primera etapa de la obra se requieren 965 millones de dólares y que los fondos saldrán del Tesoro y de parte de lo recaudado por el impuesto a las grandes fortunas. No obstante, el conjunto de la obra está presupuestada en 2540 millones de dólares y para financiar ese monto es que se está evaluando la emisión del bono.

No toca el piso

Pese a no cotizar en bolsa, Enarsa podría emitir ese bono previa autorización de la Comisión Nacional de Valores. Desde el punto de vista financiero es viable porque en el volumen de facturación que va a generar el gasoducto el repago de esta deuda sería prácticamente insignificante

“Vos tenés un flujo de gas que se convierte en pesos y todo flujo se puede fideicomitir. Armás un fideicomiso de inversión que tenga a cargo la obra hasta que se termine de pagar. Enarsa puede ceder ese flujo para formar un fideicomiso de inversión y el BICE puede ser el fiduciario y administrar ese fideicomiso”, señaló a este portal una fuente oficial que se mostró entusiasmada con la posibilidad. “Si tirás al mercado un bono interesante vinculado a dollar linked o CER quédate tranquilo que no llega a tocar el piso”, señaló la misma fuente.

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, es uno de los que estuvo explorando la posibilidad de avanzar con la colocación de un bono y dentro de su equipo de trabajo tienen claro que este instrumento debería garantizar una tasa capaz de captar la atención del mercado.

Reducir las Leliq

EconoJournal preguntó en el gobierno si el Banco Central debería emitir algún tipo de norma para facilitar esa emisión. “No hace falta que el Central saque ninguna norma. La autoridad monetaria se va a beneficiar porque si el proyecto canaliza ahorro privada, se va a reducir el monto de las leliq”, remarcó la fuente oficial.

El stock de los pasivos remunerados del Banco Central, en su inmensa mayoría Leliq, supera los 5,5 billones de pesos y la reciente suba de la tasa nominal anual de política monetaria (de 47% 49%) implicará un incremento de dicho stock de 3,4 billones en los próximos 12 meses solo por la renovación de vencimientos.

“Estamos queriendo que se aproveche la liquidez que hay en la Argentina. Los plazos fijos de más de 20 millones de pesos son los que más crecen. Son inversores más o menos sofisticados que estarían dispuestos a explorar otras alternativas”, remarcan desde el gobierno. En la actualidad todos los plazos fijos terminan luego en el Banco Central como Leliq.

Menos demanda de dólares

Otra de las ventajas es que cuando el gasoducto esté terminado la demanda de dólares para importar energía va a ser menor y eso también va a ayudar a descomprimir la situación actual. De hecho, en el primer trimestre las importaciones energéticas treparon 180% y el 25% del aumento total de las importaciones durante ese mismo período se las llevó la energía”.

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Por el temor a una recesión económica, la Unión Europea habilitó a las empresas a pagarle a Rusia el gas natural en rublos

La Unión Europea finalmente aclaró a las empresas europeas que pueden pagar en rublos el gas natural importado desde Rusia si esta dispuesto en los contratos. De esta forma, Europa cede a la exigencia del presidente Vladimir Putin de abonar el gas en moneda rusa, una disposición para la que varias compañías energéticas ya se estaban preparando para cumplir. Es también un reconocimiento de la importancia económica que el gas ruso tiene para la competitividad europea.

La Comisión Europea informó el viernes a los Estados miembros una revisión en las pautas para el comercio con Rusia. En la revisión informó que las sanciones económicas contra Moscú no impiden que los importadores de gas puedan abrir nuevas cuentas en Gazprombank, el banco ruso por el que se vienen canalizando las compras de gas a Rusia. De esta forma quedó legalmente habilitada una vía para la realización de los pagos.

El presidente ruso Vladimir Putin había anunciado el 31 de marzo que las compras de gas desde países “inamistosos con Rusia” deberán ser abonadas en moneda local, sin excepciones. Distintos gobiernos europeos cuestionaron la legalidad de la medida rusa, siendo Polonia uno de los principales objetores.

No obstante, con el correr de las semanas distintos países fueron suavizando sus posturas frente al temor de cortes en el suministro. Rusia cesó a fines de abril los envíos de gas a Polonia y Bulgaria por no cumplir con su exigencia. Frente a esa perspectiva, al menos veinte empresas europeas decidieron abrir cuentas en Gazprombank para prepararse para abonar el gas en rublos, según informó la agencia Bloomberg.

Cuentas en euros y rublos

Rusia demanda que las compañías abran dos cuentas en Gazprombank, una en euros o dólares y otra en rublos. Finalmente la Comisión Europea habilitó el viernes esa opción, luego de más de un mes de incertidumbre legal.

En las pautas revisadas el poder ejecutivo europeo aclaró que las sanciones europeas “no impiden que los operadores económicos abran una cuenta bancaria en un banco designado para pagos adeudados en virtud de contratos de suministro de gas natural, en la moneda especificada en esos contratos”. Gazprombank es de las pocas entidades bancarias rusas que quedaron fuera del alcance de las sanciones europeas.

Las empresas solo deberán declarar por escrito “que tienen la intención de cumplir con sus obligaciones en virtud de los contratos existentes y considerar que sus obligaciones contractuales con respecto al pago fueron cumplidas al pagar en euros o dólares, de acuerdo con los contratos existentes”.

Muchos clientes europeos esperaban por esta definición debido al vencimiento a fines de mayo de los pagos en sus contratos. La italiana Eni SpA decidió acatar la exigencia rusa y aguardaba por la publicación de las pautas revisadas, según Bloomberg.

El ministro de Economía de Alemania, Robert Habeck, consideró el lunes que las empresas alemanas podrán realizar sus próximos pagos de gas más allá de las sanciones y las nuevas reglas impuestas desde Moscú. “Las empresas pagarán sus próximas facturas en euros”, dijo Habeck. Las sanciones europeas permitirían a los bancos rusos transferir este dinero internamente a cuentas que pueden estar en euros o rublos. En mi opinión, eso esta en conformidad con las sanciones, también según la Comisión Europea, fundamentó.

En cambio, las nuevas pautas no fueron bien recibidas por Polonia, uno de los principales objetores de la medida rusa. El primer ministro polaco, Mateusz Morawiecki, expresó su decepción con los países europeos que desean pagar el gas en rublos, luego de que la prensa europea diera a conocer las pautas. “No son solo uno o dos estados miembros, sino varios o incluso más países de la Unión Europea los que quieren ceder y pagar en rublos”, dijo el primer ministro de Polonia.

Riesgo de recesión

Detrás de la decisión de habilitar los pagos en moneda rusa se encuentra el temor a las consecuencias económicas de un corte en el suministro de gas desde Rusia.

Funcionarios de la Unión Europea sugirieron este lunes que un corte total en el suministro de gas desde Rusia llevará casi con seguridad a la economía del bloque a una recesión. «La invasión de Rusia a Ucrania está causando un sufrimiento y una destrucción incalculables, pero también pesa sobre la recuperación económica de Europa», dijo Paolo Gentiloni, comisario europeo de Economía. «Otros escenarios en los que el crecimiento puede ser más bajo y la inflación más alta de lo que proyectamos hoy son posibles», agregó.

La Comisión Europea pronosticó este lunes que el producto interno bruto aumentará 2,7% este año y 2,3% en 2023, por debajo de su predicción anterior de 4% y 2,8%, respectivamente. Advirtió que la invasión ralentizaría el crecimiento de este año y que el gasto de las empresas y los hogares se vería muy afectado por el aumento de los precios de la energía.

En Alemania, un reporte conjunto de los principales centros de investigación económica del país alertaron en abril que un corte intempestivo en el suministro de gas desde Rusia podría costarle a la economía alemana unos 220.000 millones de euros o alrededor del 6,5% del PBI anual. El canciller alemán, Olaf Scholz, ya ha dicho que ese escenario desencadenaría una grave crisis económica en Europa y la pérdida de millones de puestos de trabajo.

Shock de suministro y precios máximos

El primer efecto concreto de un corte en el suministro sería un racionamiento energético y particularmente del gas natural. Alemania activó un plan de emergencia, con un grupo de trabajo que se reúne diariamente para monitorear el consumo y los inventarios. El regulador de energía alemán está encuestando a las empresas sobre su uso para ayudar a determinar cómo distribuir los suministros.

A nivel continental, la Comisión Europea ya esta advirtiendo a los Estados miembro que se preparen para “una disrupción total en el suministro de gas desde Rusia”, de acuerdo a un documento que publicará oficialmente el miércoles. Entre las medidas que el poder ejecutivo europeo propondrá para enfrentar un eventual shock en el suministro figura la imposición de un techo en los precios del gas. Se habla de “un precio máximo regulado para el gas natural entregado a los consumidores y empresas europeos (precio tope de la UE)”, según un documento al que tuvo acceso el medio Euractiv.

La imposición de un precio máximo implicaría una intervención directa sobre el mercado europeo del gas, más polémica que el establecimiento del requisito mínimo de almacenamiento de gas en Europa. España ya avanzó en esa dirección, con el establecimiento de un tope en el precio del gas que las empresas generadoras pagan para generar la electricidad. El precio rondará los € 48,8/MWh por doce meses, en un intento por abaratar el precio de la electricidad. El Consejo Europeo avaló esta excepción para España y Portugal debido a la escasa interconexión de estos mercados con la red eléctrica europea.

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Por carta empresarios cuestionaron a las autoridades tope de USD 105 para renovables en Puerto Rico

La Asociación de Productores de Energía Renovable (APER) remitió una carta al director ejecutivo de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) en la que solicitó que revisen las decisiones que impactan negativamente en la capacidad de construir y financiar nuevos proyectos renovables en Puerto Rico. 

El documento, que fue enviado vía e-mail ayer, lunes 16 de mayo del 2022, y al que tuvo acceso Energía Estratégica, expone los cambios abruptos que la AEE realizó en el medio del proceso del Request for Proposal (RFP) “Tranche 1”.

“Abandonando un mecanismo de descubrimiento de precios basado en el mercado, la AEE impuso unilateralmente, sin ningún análisis, justificación o explicación, un tope de precio de costo nivelado de energía (LCOE) de $105/MWh a los proponentes como condición para proceder en el Tramo 1 del proceso de RFP”, cuestionó la APER. 

Mediante la carta que lleva la firma de Julián Herencia, director ejecutivo de dicha asociación, se advierte que aquellos precios son “inalcanzables” dada la realidad actual del mercado. 

Inclusive enumeran nuevas variables que complican aún más el escenario y que sumados a la “arbitrariedad” de un LCOE máximo (precio impuesto por la AEE) hará que los desarrolladores no puedan financiar y construir proyectos. 

Inicialmente la APER indica que los aumentos en los costos de los proyectos se ven agravados por un aumento sin precedentes en las tasas de interés a largo plazo y el costo de capital asociado para los proyectos de EE. UU. Al respecto precisan que el rendimiento del Tesoro de EE. UU. a 30 años ha aumentado desde un mínimo en diciembre de 2021 de 1,69 % a 3,12 % al 10 de mayo de 2022, lo que representa un aumento de casi el 85 % en aproximadamente 5 meses. 

Así mismo, subraya que el hecho de que la AEE haya cancelado el RSA con sus Tenedores de Bonos y la Cámara de Representantes haya amenazado con cancelar el contrato de Luma, aumenta la incertidumbre y el costo de capital para proyectos con la AEE como contraparte. 

“La credibilidad de la AEE y de Puerto Rico como contraparte viable para proyectos de energía renovable está en entredicho”, sostienen. 

Además de estos problemas, rememora que en marzo de 2022 el Departamento de Comercio de EE. UU. inició una investigación sobre las denuncias de que los módulos producidos en el sudeste asiático se estaban utilizando para eludir los aranceles antidumping sobre las importaciones de China. Al respecto, subrayan que el riesgo implícito de la investigación representa un aumento adicional del 50 % al 250 % en los precios de los módulos, y una encuesta reciente de desarrolladores de energía solar muestra que cuatro quintas partes de las entregas de módulos informadas se han cancelado o retrasado. 

Por último, debido a la demora en la ejecución del contrato, señalan que será imposible que los desarrolladores califiquen para el crédito fiscal a la inversión (ITC, por sus siglas en inglés). 

“Solo una parte de los 18 proyectos seleccionados puede calificar para el 22 % de ITC en 2023 si se limitan los retrasos adicionales en la ejecución del contrato, mientras que el resto tendrá solo un beneficio de 10 % de ITC en 2024 o posteriormente. En otras palabras, una pérdida de beneficios del 8% ya realizada y una pérdida de beneficios potencial del 20% de los precios BAFO del Tramo 1”, incluye en su análisis. 

De allí es que APER solicita respetuosamente que la AEE ejerza su liderazgo para evitar esta potencial crisis, sugiriendo que la AEE:

De a conocer los resultados de sus análisis de mercado del costo estimado para construir proyectos de energía renovable en Puerto Rico, incluidos todos los insumos para sus cálculos de LCOE y un desglose de los costos de interconexión que estimó la AEE, a todas las partes interesadas relevantes, incluido el NEPR, el FOMB y aquellos desarrolladores que calificaron para el Tramo 1 RFP;
Convoque a una cumbre con los participantes de la RFP del Tramo 1, el NEPR y la JSAF, para una discusión abierta y franca sobre las condiciones actuales del mercado y la capacidad de construir y financiar estos proyectos bajo los aumentos de costos realizados y proyectados antes mencionados, junto con el precio por debajo del mercado. precios de PPA LCOE;
Proporcione una oportunidad adicional para presentar BAFO para todos los proponentes originales calificados del Tramo 1 que tendrán en cuenta los impactos inflacionarios y de la cadena de suministro discutidos en este documento; y
Verifique que su Plan Fiscal 2022 incluya dichos impactos inflacionarios y de la cadena de suministro discutidos aquí para reflejar la tendencia correcta de precios del mercado de PPOA renovables.

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37 empresas prepararán sus ofertas para competir en la convocatoria de 500 MW en Ecuador

Hasta el 28 de octubre de 2022, 37 empresas (de 13 de países) podrán preparar sus ofertas dentro del Proceso Público de Selección (PPS), para la concesión del  Bloque de Energías Renovables No Convencionales I, de 500 MW.

Según lo  establece el cronograma, una vez superada la etapa de adquisición de derechos de  participación y acceso al cuarto de datos, así como la consulta y consolidación de  los pliegos, las empresas desarrollarán sus ofertas, con la finalidad de  posteriormente evaluarlas, convalidarlas, calificarlas y publicar el acta de resultados  de la oferta técnica el 26 de diciembre de 2022.

Las empresas interesadas son de Argentina, Chile, China, Colombia, Corea del Sur, Ecuador, República de El  Salvador, Francia, España, Honduras, México, Panamá y República Dominicana. 

El Bloque de Energías Renovables No Convencionales está conformado por cuatro  Sub-Bloques de diferentes tecnologías no convencionales (pequeñas  hidroeléctricas, fotovoltaica, eólica y biomasa).

Los proyectos podrán estar ubicados  en diferentes áreas geográficas del Ecuador en función del recurso primario y las  condiciones ambientales y logísticas de la zona. 

Su desarrollo requiere de una inversión estimada de USD 875 millones. El sector  privado puede proponer el desarrollo de nuevos proyectos con tecnologías de  energía renovables no convencionales, por iniciativa propia o considerando los  distintos proyectos con estudios variados con los que cuenta el Ministerio de  Energía y Minas.

La selección de los proyectos en cada sub-bloque se realizará con  base en el precio de energía ofertado más bajo, hasta completar la asignación de  potencia respectiva en cada sub bloque. 

El Proceso Público de Selección para la concesión del Bloque de Energías  Renovables No Convencionales fue presentado el 10 de diciembre de 2021, junto con otros PPS como: el Bloque de Ciclo Combinado Gas Natural (400 MW) y el  Sistema de Transmisión Nororiental, que permitirá abastecer hasta 300 MW para el  desarrollo de la industria petrolera en las provincias de Orellana y Sucumbíos. 

Estos PPS se enmarcan dentro del Plan Maestro de Electricidad (PME) 2018 – 2027, elaborado por la cartera de Energía y Minas, y en los ejes del Decreto  Ejecutivo 238, que establecen la política para el sector eléctrico, enfocada en  garantizar el abastecimiento futuro de energía, que sea confiable y segura, e  incentive la creación de nuevas oportunidades de inversión, trabajo y producción, en  beneficio de todos los ecuatorianos.

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Guatemala publica una guía para usuarios autoproductores con excedentes de energía renovable

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) ha puesto a disposición de todo público una Guía para el Interesado en constituirse en Usuario Autoproductor con Excedentes de Energía (UAEE).

Allí, se aclara que los usuarios del sistema de distribución que quieran enmarcarse como UAEE podrán inyectar energía eléctrica a dicho sistema si esta es producida por generación con fuentes de energía renovable, se ubica dentro de sus instalaciones de consumo, y no recibe remuneración por dichos excedentes.

Aquello no quita el hecho de que el Distribuidor cobre el cargo fijo y los cargos por potencia que le sean aplicables a cada Usuario, según la tarifa correspondiente.

No obstante, sí se contempla que bajo el esquema de medición neta el Distribuidor reconozca aquella energía inyectada como “crédito de energía a favor del usuario”, hasta que dicho crédito sea agotado contra el consumo del UAEE.

¿Con cuáles tecnologías se puede generar? El Ministerio de Energía y Minas determinó que los UAEE pueden incorporar sistemas de biomasa, solar, eólica, geotérmica e hidráulica.

Sobre los sistemas que se pretende instalar, los formularios exigen indicar el número total de unidades generadoras que conforman el proyecto -en el caso del uso de tecnología solar, se debe indicar la cantidad de paneles solares y su potencia- y la suma total en kilovatios (kW) de capacidad.

Además, se debe describir los medios de protección, control y desconexión automática instalados que garantizan que no podrán inyectar energía eléctrica al sistema de distribución ante fallas de este o cuando el voltaje de la red de distribución se encuentre fuera de las tolerancias establecidas en las Normas Técnicas del Servicio de Distribución -NTSD-.

Es preciso indicar que la guía también aclara en qué consiste el formulario para que los usuarios informen al Distribuidor sobre las instalaciones de generación dentro de sus instalaciones de consumo, señalando las particularidades de cada Distribuidor, sea este:

EEGSA – Empresa Eléctrica de Guatemala, S.A. para los departamentos de Guatemala, Sacatepéquez y Escuintla.
DEOCSA – Distribuidora de Electricidad de Occidente, S.A. para los departamentos de Huehuetenango, Quiché, Quetzaltenango, San Marcos, Totonicapán, Retalhuleu, Suchitepéquez, Sololá y Chimaltenango.
DEORSA – Distribuidora de Electricidad de Oriente, S.A. para los departamentos de Petén, Alta Verapaz, Baja Verapaz, Izabal, Chiquimula, Zacapa, Jalapa, Jutiapa, Santa Rosa y El Progreso.

En el caso del Número de identificación del usuario ante el Distribuidor, si el usuario es cliente de EEGSA se debe colocar el número de “correlativo” que aparece en su factura por servicios de electricidad; si el usuario es cliente de DEORSA ó DEOCSA, se debe completar con el NIS que aparece en su factura; y, finalmente, si es usuario es cliente de una Empresa Eléctrica Municipal (EEM) es preciso colocar el número que lo identifica ante su Distribuidor.

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Endesa sumó 2000 MW de renovables y ahora acelera su estrategia para potenciar negocios

“Para cumplir con los plazos establecidos en los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) debemos pensar en resolver la falta de insumos para la cadena de suministro y la aceleración de  tramitaciones administrativas”, afirma Rafael González Sánchez, Director General de Generación de Endesa.

El directivo asegura que España tiene el potencial de liderar la transición energética alcanzando antes del 2030 el incremento del 42% de renovables sobre el uso final de la energía, mejorando la eficiencia energética en un 39,5% y logrando el 74% de renovables en la generación eléctrica.

Pero para eso considera que es necesario dejar de depender de las importaciones y acortar las rutas del suministro, potenciando la industria y los servicios nacionales. 

Observa que, con los incentivos lanzados por el Gobierno, se ha iniciado una avalancha de proyectos que solicitan tramitación administrativa y esto ha creado dificultades para poder digerir el volúmen de tramitaciones en los plazos debidos.

Ambos fenómenos: el retraso de las importaciones y el cuello de botella en los distintos ámbitos: ministerial, autonómico y regional produjeron un retroceso en la generación de energías renovables. 

“Esperamos que con nuevas medidas que agilicen las tramitaciones y las ayudas financieras cojamos otra vez la senda de crecimiento e incluso se acelere el cumplimiento de los objetivos del PNIEC”, enfatiza el ejecutivo de Endesa. 

Planes de la empresa

Sobre los planes de la compañía, Gonzáles Sánchez  comenta que en los últimos 3 años se han construido 2000 MW de nueva capacidad renovable.

Asimismo, indica que,  en el marco del PERTE, están llevando a cabo la repotenciación  de uno de sus primeros parques eólicos, construido en la década del 90. 

Su objetivo es renovar las turbinas para aprovechar la capacidad de evacuación de una manera mucho más eficiente e inyectar más energía. “Por cada 10 turbinas instaladas hoy se necesita solo 1, es un verdadero avance en la tecnología”.

Además, los nuevos parques permitirán la hibridación con otros tipos de energía, incluir almacenamiento e integrarlos con proyectos de hidrógeno. 

Una solución complementaria

En cuanto al hidrógeno el Director General de Generación de Endesa asegura que “tiene sentido siempre que se produzca con energía limpia y su uso final es un complemento para la electrificación”. 

En este sentido, señala que la compañía lleva adelante tres tipos de proyectos: los próximos a las industrias como sustitución del hidrógeno gris; en los sistemas insulares, realizando pruebas de combustibles con bases hidrogenadas; y en los centros de producción de energías renovables.

Al respecto, González Sánchez sugiere que se debe seguir trabajando “en consorcios”, es decir: formando unidades con diferentes empresas en las diferentes etapas de la cadena de valor. 

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Aseguran que la hidráulica es la verdadera responsable de la disparada  de precios del pool ibérico

Aprobado el tope al gas para generación eléctrica, se espera que el precio de la energía baje y se estabilice por los próximos 12 meses. 

No obstante, bajo un análisis exhaustivo del mercado marginalista, el especialista Juan Ignacio Peña advirtió que la tecnología que realmente altera el precio del pool no es tanto la termoeléctrica, sino la hidráulica. 

“La generación hidráulica fija el 69 por ciento de los precios más altos, pero el ciclo combinado (gas) solo el 10 por ciento”, destacó el investigador de mercados europeos refiriéndose a los valores por encima de los 500 €/MWh alcanzado durante el período 2021-2022. 

Explicó que las plantas termoeléctricas deben afrontar dos tipos de costos que no tienen las energías renovables como la hidráulica: por un lado, la compra del combustible (gas) y por otro, los derechos de emisión de CO2. 

En su exposición, el experto demostró, a través de un gráfico, la remuneración media que cada tecnología recibió en el mercado durante el 2021 y el 2022 teniendo en cuenta el perfil de su producción. Allí expone el alto margen de ganancia que obtienen las hidráulicas. 

Entonces, ¿por qué son las hidroeléctricas las que fijan el precio del mercado mayorista?, se preguntó Peña.

Respondió: “Esto sugiere que los productores determinan los precios que tienen más que ver con su opinión sobre cuál puede ser el precio más alto al que puedan vender, más que por su precio marginal”. 

Existen 800 centrales hidroeléctricas en España, de las cuales solo 20 son de más de 200MW y representan el 50 por ciento de la capacidad instalada de este tipo. 

El experto advirtió que “solo Iberdrola controla el 56 por ciento de las producciones en grandes centrales» y enfatizó en la desmesura de los beneficios captados por la firma. 

Cuestionamientos al mercado mayorista

Una vez más se cuestiona el diseño del mercado marginalista, exponiendo sus fallas y reflexionando sobre posibles soluciones. 

Destacando, además, que está pensado para la competencia perfecta, unidades despachables y unidades que fijan precios en función de sus costes marginales. 

En particular, Juan Ignacio Peña marca como un hito, una resolución publicada el 20 de mayo del 2021 que adapta los límites de fijación de precios. Mientras que antes eran entre 0 y 800 €/MWh, luego de la medida se habilitaba el márgen entre -500 y 3000 €/MWh. 

Esto permitió que se registraran picos de precios récords como el 10/07/2021, 23/12/2021 y 08/03/2022. 

Como ejemplo, muestra cómo se fijó el precio del 23/12/2021 y señala como responsable a las energías renovables y principalmente a la hidroeléctrica. 

“El problema es que no se están cumpliendo las condiciones fundamentales del diseño de este mercado y si esto no se modifica, vamos a seguir con precios altos una buena temporada”, concluye Peña. 

Mirá la exposición completa

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Trina Solar mantiene el segundo lugar en envíos globales de módulos

Según la reciente información entregada por la agencia de análisis fotovoltaica autorizada PV InfoLink, y el medio de comunicación fotovoltaico de renombre mundial PV-Tech, Trina Solar fue clasificado en el segundo lugar a nivel mundial en los envíos globales de 8GW de módulos fotovoltaicos.

La compañía líder en soluciones integrales de energía inteligente espera mantener su clasificación por envíos de módulos durante este año por un total de 43GW.

Los analistas de la industria antes mencionados aseguran que los módulos 210 de alta potencia y bajo costo nivelado de energía (LCOE) se han convertido en la corriente principal de la industria la han ayudado en su gran éxito. Trina Solar fue la empresa pionera en el desarrollo de esta tecnología, prueba de esto son sus modelos Vertex G12-210 que han sido ampliamente aceptada por toda la industria.

Los envíos globales de módulos 210 aumentaron a 26 GW el año pasado, según los informes de los medios, y de estos envíos, Trina Solar contribuyó con 16 GW, colocándose en primer lugar. Para marzo, los envíos acumulados de módulos 210 se habían disparado para superar los envíos en 35 GW.

Con la industria fotovoltaica saltando a la era de 600W+ de potencia, la colaboración en cadena de la industria se ha vuelto más fluida, los inversores y rastreadores son totalmente compatibles con módulos 210, la ecología de 600W+ es más madura y la capacidad de producción y el envío de módulos 210 de alta potencia seguirá aumentando.

Trina Solar ha ganado reconocimiento internacional por la confiabilidad de sus soluciones y la bancabilidad de su marca muchas veces. El año pasado -y por siete años consecutivos- fue nombrado Top Performer, certificado por PVEL, el principal laboratorio independiente de pruebas fotovoltaicas.

También obtuvo una puntuación del 100 % en la Encuesta de bancabilidad de Bloomberg New Energy Finance (BNEF), lo que lo clasificó como el principal proveedor de módulos financiables por seis años consecutivos y sumado a esto fue nombrado fabricante de nivel 1 de módulos fotovoltaicos de BNEF en el cuarto trimestre del año pasado.

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Se activó el equipo de trabajo que analizará la situación de 22 hidroeléctricas concesionadas

La Secretaría de Energía encabezó la primera reunión del “Equipo de Trabajo de Aprovechamientos Hidroeléctricos Concesionados” (ETAHC), que realizará un análisis integral del estado de situación de los contratos de concesión de 22 aprovechamientos hidroeléctricos en ocho provincias argentinas. Los primeros de estos contratos vencen en 2023.

El secretario del área, Darío Martínez, señaló que “con la conformación de este equipo, tomaremos decisiones respaldadas por el trabajo de las personas más capacitadas de las áreas específicas del gobierno, y de los distintos sectores relacionados con el desarrollo de las hidroeléctricas”.

Y añadió que “gracias al diagnóstico que generará este equipo, y en una Argentina que demanda cada vez más energía, desde la Secretaría seguiremos trabajando para proveer la energía que nos permita seguir creciendo. Invitaremos a las provincias a participar en este proceso, de acuerdo con el compromiso de reconstruir un país cada vez más federal”.

Por su parte, el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo explicó que “el objetivo de esta mesa de trabajo es brindarle al Poder Ejecutivo y, eventualmente, al Poder Legislativo, un informe diagnóstico sobre el estado de situación de las centrales hidroeléctricas concesionadas hace 30 años, y una sugerencia de un camino alternativo a seguir, en relación con su concesión y control en los años venideros”.

El funcionario también recordó que “estas centrales, además de haber sido construidas por el Estado, son un elemento muy importante en el marco de la transición energética que viene dando nuestro sistema eléctrico, para abordar este proceso de manera exitosa”.

Cabe recordar que el ETAHC es un equipo integrado por representantes de la Secretaría de Energía, la Subsecretaría de Energía Eléctrica, CAMMESA, el ENRE, la empresa Energía Argentina (ex IEASA) y de las empresas que actualmente tienen la concesión de los aprovechamientos hidroeléctricos, entre otros.

Este grupo de trabajo tendrá a su cargo el relevamiento integral de veintidós concesiones de aprovechamientos hidroeléctricos en ocho provincias, con una potencia instalada total de 5,8 GW.

Entre las misiones que tiene asignadas, el Equipo deberá elaborar un informe circunstanciado, detallando el estado de situación de cada concesión en sus aspectos técnicos, económicos, jurídicos y ambientales, en vista de los próximos vencimientos de sus respectivos contratos.

En primera instancia, el ETAHC deberá informar respecto de las concesiones con vencimiento en el año 2023 y luego procederá al análisis de las concesiones restantes.

Participaron del encuentro además, Sebastían Bonetto, Gerente General de CAMMESA, Soledad Manin, Interventora del ENRE, Gastón Leydet, Subgerente General de Energía Argentina, Hugo Baldasarre, presidente de AGEERA. También estuvieron presentes representantes de Central Puerto, Pampa Energía, el Comité Argentino de Presas, Hidroeléctrica Futaleufú, entre otros.

En vista de los próximos vencimientos de los contratos de concesión de diversos aprovechamientos hidroeléctricos, mediante la Resolución 130/2022 Energía aprobó en marzo último la conformación del ETAHC.

Argentina ha sido un país pionero en materia de hidroelectricidad, una fuente de energía eléctrica renovable, segura y limpia, que contribuye a la diversificación de la matriz energética y al cuidado del medio ambiente.

En su conjunto, los aprovechamientos hidroeléctricos nacionales y binacionales, junto a los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH), aportan aproximadamente el 20 % de la generación total en el ámbito del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), con una potencia instalada superior a los 10,8 GW, que otorgan confiabilidad al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Las concesiones hidroeléctricas comprendidas por la Resolución 130 son : Alicurá, El Chocón, Arroyito, Planicie Banderita, Piedra del Aguila, Nihuiles I,II,III, Agua del Toro, Los Reyunos, El Tigre, Río Hondo, Los Quiroga, Futaleufú, Cabra Corral, El Tunal, Ullum, Escaba, Pueblo Viejo, El Cadillal, Pichi Picun Leufu, Florentino Ameghino. Las concesiones de veinte de estas veintidós hidroeléctricas vencen entre 2023 y 2026.

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El gobierno habilitó a las distribuidoras a participar del MATER para abastecer a los GUDI

La Secretaría de Energía de la Nación emitió la Resolución 330/2022 en la que habilitó un mecanismo para la comercialización de energía eléctrica de fuentes renovables para las distribuidoras del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER),

Es decir que los agentes distribuidores del MEM y/o prestadores del servicio público de distribución podrán celebrar contratos de abastecimiento renovable con aquellos generadores, autogeneradores o comercializadores del MEM para abastecer a los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI), con consumos mayores o iguales a 300 KW. 

“Es una resolución favorable. Viene a cumplir un punto pendiente de la Ley  N° 27.191 que prevé que la compra de energía a las distribuidoras era una de las formas en la que los GUDI tenían la posibilidad de cumplir con la obligación legal de consumo de energía eléctrica de fuente renovable”, destacó Nicolás Eliaschev, abogado y socio del estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

“Esto podría abrir la ventana de oportunidad a que los consumidores que, por sus características, estuvieron lejos de poder comprar energía eléctrica de fuentes renovables en las condiciones actuales, lo hagan mediante los distribuidores actuando como GUDI”, agregó en conversación con Energía Estratégica

Asimismo, el especialista sostuvo que con este mecanismo se habilita una nueva demanda de contratos, elemento que consideró como positivo para el sector y para el cumplimiento de la Ley 27.191 en la que se fijó el objetivo de que, al menos, el 20% del consumo de energía eléctrica nacional al 2025 sea proveniente de generación renovable. 

Sin embargo, también reconoció que “la profundidad de este nuevo mercado dependerá de la regulación de detalle y, en especial, del precio estacional que los GUDI abonen como pass through al ser usuarios de las distribuidoras”. 

“En la medida que los Grandes Usuarios del Distribuidor se parezcan más a los Grandes Usuarios Mayores (GUMA), desde el punto de vista de su perfil de costos de energía eléctrica, tendremos mercados donde habrá incentivos para que los GUDI busquen comprar energía eléctrica de fuente renovable mediante los contratos habilitados por la nueva norma”, detalló Eliaschev. 

Cabe recordar que esta es una de las tantas decisiones gubernamentales en torno al MATER, considerando que a partir de la Res. 551/2021 permitió la baja de 16 proyectos adjudicados en diferentes rondas y, por ende, la liberación de más de 300 MW de capacidad de transporte. 

Y a ello se debe añadir que a principios del corriente año, la Secretaría de Energía de la Nación dispuso nuevas herramientas para un mejor funcionamiento del MATER, entre ellas el cambio de condiciones para el mecanismo de desempate e inhibiciones proporcionales en caso de incumplimiento de los plazos.

En consecuencia, pareciera que es este mercado entre privados el que en este tiempo actúa como principal driver de crecimiento del sector y una gran herramienta para alcanzar, de manera eficaz, las metas nacionales referidas a la transición energética. 

“Tanto esta resolución como la reciente Res. 330/2022 que habilitó la presentación de manifestaciones de interés para desarrollar proyectos de infraestructura, tienen en común una revalorización del distribuidor y de las conexiones en baja tensión como partes del sistema. Y si bien las medidas apuntan a dos objetivos distintos, son normas que pueden leerse en conjunto como desarrollos positivos para el sector de las renovables en Argentina”, concluyó el abogado y socio del estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani.

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Ricardo Markous: “El desarrollo de Vaca Muerta es una obligación”

El CEO de Tecpetrol, brindó una conferencia con el lugar que ocupará Vaca Muerta en el nuevo escenario mundial. Tecpetrol realizó un balance de su actividad en el país, en especial en Vaca Muerta, para colaboradores y universitarios. El CEO de la compañía, Ricardo Markous, brindó una conferencia donde trazó el contexto internacional, las oportunidades argentinas y las proyecciones. “La guerra de Rusia con Ucrania ha generado un impacto muy fuerte en el escenario energético. En Argentina, por suerte, tenemos Vaca Muerta y yo diría que más que una oportunidad es una obligación de desarrollo en este mundo que requiere […]

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Pampa Energía eleva un 60% su producción de gas y también muestra fuertes subas en materia de electricidad y renovables

A partir del aumento de la capacidad de producción de sus yacimientos gasíferos en la provincia de Neuquén, llegará al invierno con un récord de 11,4 millones de metros cúbicos diarios. Pampa Energía está llevando a cabo una importante serie de inversiones para alcanzar un incremento en su producción de gas, que resulta indispensable para acompañar la alta estacionalidad de la demanda nacional, reducir importaciones de gas desde el exterior, el uso de combustibles alternativos contaminantes y como consecuencia, el uso de reservas en moneda extranjera. El yacimiento El Mangrullo, ubicado a 50 kilómetros de Cutral Có y Plaza Huincul, […]

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El debate sobre la explotación de hidrocarburos costa afuera (offshore)

En estos días, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, inició el proceso de Consulta Temprana sobre el pozo exploratorio Argerich, a ejecutarse en el mar argentino a 300 km de la costa de Mar del Plata. También se conoció una encuesta de una reconocida consultora de opinión pública, sobre la explotación costa afuera, en la cual, el 47 % de los encuestados se manifestó a favor de permitir, el 36% a favor de prohibir y un 17% sin posición tomada. Al igual que sucedió en su momento con el fracking, – que hoy se realiza en Vaca Muerta- la […]

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Río Negro será protagonista de la Exposición Global de Hidrógeno Verde

Convocada a participar ante un auditorio mundial de expertos, la Gobernadora de Río Negro, Arabela Carreras, presentará en Barcelona el Plan Estratégico Provincial sobre Energías Limpias a partir de la producción y uso de Hidrógeno Verde, con el objetivo de combatir y mitigar el cambio climático que afecta a todo el planeta. Será en el marco de la Asamblea y Exposición Global de Hidrógeno Verde 2022, a desarrollarse en la ciudad española, el 17 y 18 de mayo. De esta manera, Río Negro tendrá una activa participación en la mesa que acelera la reconversión energética mundial. La Gobernadora Carreras participará […]

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Exploración offshore: ambientalistas y petroleros, con las mismas preocupaciones

El debate entre ambientalistas y defensores de la actividad petrolera offshore, por el proyecto de explotación a 300 km de la costa bonaerense, aún no se saldó. Aquí se presenta una mirada desde el frente sindical, en busca de puentes que permitan contemplar todos los intereses en juego. Desde que se anunciaron los proyectos de extracción petrolera en Mar del Plata se expusieron los impactos positivos para la economía nacional y la posibilidad de convertir a la provincia de Buenos Aires en una base de inversiones petroleras, incluso mayor que la de Vaca Muerta. Pero, por otro lado, las voces […]

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El embajador de EEUU en Argentina mantuvo una reunión con el presidente de YPF

En la misma Pablo Gonzalez y Marc Stanley hablaron sobre la situación a nivel mundial en materia energética y las inversiones que empresas estadounidenses tienen en Vaca Muerta. La empresa sostuvo que su plan de inversiones superaría los 3700 millones de dólares. El encuentro se dio en las oficinas de la petrolera de bandera. Uno de los principales temas a tocar fue el de Vaca Muerta debido a las inversiones que empresas del país del norte de América tienen en la zona. Además conversaron sobre los proyectos futuros que permitan potenciar la sinergia entre los dos países. Asimismo, se analizaron […]

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¿Un Vaca Muerta 2? Avanza la exploración del shale chubutense

Tecpetrol realizó un pozo exploratorio en El Tordillo y encontró petróleo de alta calidad, similar al Medanito de Neuquén. Vaca Muerta 2, mini Vaca Muerta o El Tordillo Dos. En la Cuenca del Golfo San Jorge no se ponen de acuerdo con el nombre, pero hay consenso de que el pozo exploratorio, del yacimiento explotado por Tecpetrol, genera expectativa de cara al futuro de la región. En octubre del año pasado, la empresa del Grupo Techint encargó a Halliburton una etapa de fractura en la formación D-129 para comprobar la existencia de shale. Las tareas de acondicionamiento y limpieza de […]

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México: El desarrollo del proyecto de la nueva Refinería Dos Bocas estará bajo la coordinación de la Secretaría de Energía y PEMEX

Anuncia el Presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, que la construcción inicia el 2 de junio, se van a crear 100 mil empleos y estará terminada en tres años. El Presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, durante su conferencia de prensa.El desarrollo del proyecto de la Nueva Refinería Dos Bocas estará bajo la coordinación de la Secretaría de Energía y Petróleos Mexicanos. La licitación para la construcción de la nueva refinería en Dos Bocas, Tabasco, se declaró desierta, por ello, anunció que la construcción de la refinería estará bajo la coordinación, administración y supervisión de la Secretaría de […]

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¿Hacia dónde va y qué implica el plan de obras del puerto bahiense?

El Consorcio de Gestión aspira llegar, tomando como punto de partida el récord actual de 28,8 millones de toneladas movilizadas a cerca de 50 millones en 10 años.Para eso se prepara con obras de infraestructura, sin descuidar el perfil social. Con una fuerte impronta operativa, pero sin descuidar los lazos con la comunidad a través de inversiones que acerquen la población al mar, el Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca acaba de anunciar un Plan Quinquenal de Obras. La iniciativa abarca trabajos ya concretados a partir de 2020 y se extiende hasta 2024, donde si bien se evidencia […]

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La aie considera que el mundo puede soportar la renuncia al petróleo ruso

El mundo no se quedará sin petróleo, a pesar de las sanciones internacionales que reducen la producción de Rusia, afirmó el jueves la Agencia Internacional de la Energía (AIE), después de que redujo sus predicciones sobre las pérdidas de bombeo en el segundo mayor exportador del mundo por segundo mes consecutivo. La AIE proyecta ahora que en abril se perdieron 1 millón de barriles por día (bpd) en producción, lo que se compara con los 1,5 millones de bpd que estimó el mes pasado y los 3 millones de bpd que anticipó en marzo, debido a que algunas refinerías en […]

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Atucha III: senadoras y senadores del interbloque del Frente de Todos visitaron el Sitio Atucha para conocer el estado actual del proyecto de la cuarta central nuclear argentina

Durante la jornada, los legisladores y funcionarios participaron de una presentación y una recorrida por las instalaciones, con el objetivo de conocer el estado actual del proyecto Atucha III, la cuarta central nuclear del país que se construirá en la localidad bonaerense de Lima. 

Del encuentro participaron los senadores José Mayans, Oscar Parrilli, José Rubén Uñac, Juliana Di Tullio, Silvina García Larraburu, Silvia Sapag, Guillermo Andrada, Ricardo Guerra, Sergio Leavy, Antonio Rodas, María Eugenia Duré, María Teresa González, Marcelo Lewandowski y Guillermo Snopek.

Durante la recorrida, el senador Uñac, presidente de la Comisión de Energía de la Cámara Alta, destacó que “todos nos llevamos el compromiso de colaborar y esforzarnos sobre manera para concluir este proyecto tan importante como es Atucha”.

Por su parte, el senador Mayans expresó que “la Argentina está interesada en seguir evolucionando en su programa de energía nuclear. Este programa lo inició el General Perón en el año ‘50, siempre con una visión pacífica”.

La senadora Di Tullio agregó por su parte que “estamos seguros de que Atucha 3 tiene que avanzar, tiene que empezar y concretarse, como parte de esto que le propusimos a los argentinos y argentinas, que es soñar con la soberanía energética”.

A su vez, el subsecretario de Energía Eléctrica Federico Basualdo destacó el acompañamiento de los senadores y las senadoras, a la vez que agregó que “el complejo nuclear argentino tiene una relevancia muy importante en el proceso de transición energética que está encarando el país, y para el futuro, promete seguir creciendo y aportando tanto conocimiento como tecnología para el desarrollo de la Argentina”.

Atucha III

El 1 de febrero de 2022, Nucleoeléctrica Argentina y la Corporación Nuclear Nacional China (CNNC) firmaron el contrato para la construcción de Atucha III, un reactor de 1.200 MWe y una vida útil inicial de 60 años que se instalará en el Complejo Nuclear Atucha en la localidad de Lima, provincia de Buenos Aires. El proyecto supone una inversión de USD 8.300 millones y permitirá incrementar en más de un 60% la generación eléctrica de origen nuclear.

El contrato EPC (ingeniería, compras y construcción) prevé la provisión de la ingeniería, construcción, adquisición, puesta en marcha y entrega de una central del tipo HPR-1000, que utilizará uranio enriquecido como combustible y agua liviana como refrigerante y moderador.

Las obras de construcción comenzarán a principios de 2023 y requerirán la creación de más de 7.000 empleos durante el pico de obra, 700 empleos fijos para su operación y una integración aproximada del 40% con los proveedores nacionales.

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Exitosa emisión de Obligaciones Negociables de RefiPampa

La licitación superó el techo establecido en mil millones logrando una oferta de ocho mil millones a una tasa cero. El consorcio organizador y colocador estuvo conformado por Banco Galicia, Puente, BBVA Banco Frances, Banco Comafi y Banco Macro, y consideró que fue “una excelente transacción” dada la gran participación de inversores y el tamaño de la oferta realizada. 

En torno a esto, el presidente de RefiPampa, César Castillo, sostuvo “Estamos muy contentos con el resultado de las Obligaciones Negociables. Esto nos va a permitir triplicar la capacidad de producción de nuestra refinería y continuar con el crecimiento sostenido que venimos experimentando desde hace años. También, va a impulsar el desarrollo de la región pampeana, abriéndole la puerta a la innovación, a las oportunidades comerciales y a la creación de empleo”. 

Desde el día en que se realizó el roadshow la perspectiva fue alentadora por el interés que despertó el proyecto “Nuevo Topping” en los inversores. Se preveía un acompañamiento y un apoyo por parte del mercado ya que es la segunda emisión de ON de la empresa de capitales nacionales, y ésta cumplió con todos plazos comprometidos en la primera. Asimismo, allegados a las entidades organizadoras y colocadoras afirmaron que “pocas veces se define tan rápido el resultado de la oferta pública. Desde temprano se sabía que la oferta iba a ser favorable para RefiPampa” 

Cabe recordar que el capital será utilizado para avanzar con la obra de ampliación de la refinería que, una vez finalizada, procesará 2300m3/día de combustible. La obra ya está en marcha, se encuentra en la etapa de trabajo en campo, y se prevé que estará lista para noviembre de este año. 

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El gobierno facilitará las condiciones para que más industrias puedan cubrir su demanda de energía con fuentes renovables

La Subsecretaría de Energía Eléctrica, a cargo de Federico Basualdo, tiene en borrador una resolución para habilitar a industrias a que contraten energía renovable en el ámbito de las distribuidoras, algo que hasta ahora no pueden hacer ya que está permitido sólo que lo hagan en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

La intención es ampliar el mecanismo para que las distribuidoras puedan contratar generación renovable a una compañía eólica, solar o de cualquier otra fuente limpia mediante el Mercado a Término de Energías Renovables (Mater), para asignar esa energía a la demanda de los Grandes Usuarios de las Distribuidoras (GUDIs). El texto prevé que el precio de compra sea similar o menor al de un gran usuario del MEM, según el borrador al que accedió EconoJournal.

El contrato será libre y las partes pactarán cantidad de energía, duración y precios. Desde la Subsecretaría de Energía Eléctrica explican que esto permitirá ampliar la demanda para contratar más energía renovable en el país, en línea con la necesidad de avanzar con programas que contribuyan con la descarbonización.

GUDIs

En concreto, la iniciativa favorecerá a los GUDIs, un universo conformado por grandes empresas y, marginalmente, por algunas medianas, que no compran la energía mediante contratos con Cammesa ya que se abastecen con la electricidad de las redes de distribución de compañías como Edenor y Edesur (AMBA), Epe (Santa Fe), Epec (Córdoba), Edemsa (Mendoza), Edelap (La Plata), Secheep (Chaco), Edersa (Río Negro), entre otras empresas y cooperativas.

A nivel nacional, existen unos 3.438 GUDIs que representan el 12% de la demanda total que tienen las distribuidoras y que se abastecen de las redes de distribución cuya demanda eléctrica anual es de 13.016 GWh/año. Los GUDIS no contractualizan porque para hacerlo deben salir del ámbito de las distribuidoras e ingresar al MEM. En los hechos, la nueva medida permitiría ampliar la demanda para que puedan contratar energía renovable a través de las distribuidoras que hoy en día sólo lo pueden hacer a través de las compras conjuntas con Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista.

Metas de abastecimiento

La iniciativa en la que trabaja el equipo de Basualdo se enmarca en una apuesta más grande denominada «Desarrollo de Mercados Eléctricos Regionales». El proyecto prevé, además, la creación de un régimen excepcional para la celebración de contratos de abastecimiento de energía renovable con sociedades estatales nacionales o provinciales.

«Constituye un régimen dirigido a un número limitado de proyectos ya que no están exentos de la limitación del transporte. Son obras que tendrán un impacto significativo en el desarrollo local, en tanto que los precios se establecerán en función de los precios resultantes de los procedimientos competitivos convocados con anterioridad por la Autoridad de Aplicación», explicaron allegados a la Subsecretaría.

Los grandes usuarios en la Argentina tienen que cumplir con las metas que fijan las normas para incrementar el consumo de energías renovables como parte de la diversificación de la matriz energéticas. Pero el Mater sólo se encuentra regulado para contratos de grandes usuarios y compañías de generación renovable.

La resolución permitiría que las distribuidoras puedan agrupar a este conjunto de usuarios GUDIs y realizar un contrato en su nombre para cumplir con la meta de cubrimiento de consumo eléctrico con fuentes renovables.

Mercados Eléctricos Regionales

La resolución que tiene en carpeta la subsecretaría dirigida por Federico Basualdo es parte de una iniciativa más amplia llamada Mercados Eléctricos Regionales, un plan para diversificar la matriz energética y ampliar la generación renovable en el país. El objetivo, según el borrador, es lanzar medidas para alcanzar la meta del 20% de participación de las renovables en el consumo total para el 2025.

El plan tiene, además, dos iniciativas más. La primera, tal como publicó este medio, fue el lanzamiento de una manifestación de interés para motorizar el desarrollo de proyectos de pequeña escala de índole local, aprovechando la capacidad de transporte disponible y las instalaciones de almacenamiento de energía.

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Ricardo Torres: “Cuando llegaron, borraron lo hecho por el gobierno anterior, se quedaron dos años mirando y recién ahora licitan el gasoducto”

El ex CEO de Edenor y fundador de Pampa Energía, Ricardo Torres, cuestionó al Gobierno por su política energética. “Cuando llegaron, borraron todo lo hecho por el gobierno anterior, se quedaron dos años mirando y recién ahora licitan el gasoducto. No hace ni cinco años que se dieron cuenta de la macana que se habían mandado entre 2011-2015”, aseguró. El ejecutivo aseguró además que “la sociedad argentina tiene que decidir: si quieren tener el servicio, las tarifas de luz deben subir”.

En diálogo con Radio con Vos, Torres sostuvo que “con Macri se vio un sistema de gobierno que no coordinaba las decisiones en una materia tan importante como es la energía e increíblemente este Gobierno continuó con eso”. Por lo cual, argumentó que debe darse un cambio de reglas en el área energética ya que “hay gasoductos que permitirían venderle a Chile una gran cantidad de m3 de gas, pero siguen vacíos porque faltan las normas para poder hacerlo”.

Incrementar la exportación

Torres agregó que “existe una idea de que exportar al país vecino un producto estratégico es algo malo, lo sería si se tratara de un recurso escaso, pero tenemos gas para 500 años. Argentina podría exportarle siete millones de m3 y eso nos arreglaría la cuenta en dólares”.

A su vez el vicepresidente ejecutivo de Pampa Energía sostuvo “la compañía tiene un objetivo en gas porque posee enormes reservas en Vaca Muerta”. Por eso indicó que lo que le exigen al gobierno es “más infraestructura porque el gas sale de Neuquén que está a más de mil kilómetros de los lugares para exportarlo y consumirlo, hay que hacer caños de US$ 1500 millones, y en las condiciones actuales y con los antecedentes de los últimos 20 años respecto a la inversión, la tiene que hacer el Estado”.

En ese sentido, aludió a la caída de la producción de gas de 2012 y reconoció al Plan Gas como elemento clave en la recuperación. También indicó que durante la gestión anterior “se volvió a pagar US$ 7,5 (tal como planteaba el plan) pero sólo a Vaca Muerta, y se aprobaron proyectos como los de Techint que hizo una maravilla en Fortín de Piedra” pero que significó “tantos m3 que el Gobierno dijo que no podía pagar más subsidios, entonces cortaron y dejaron afuera a YPF, a Pampa, etc.”.

Torres analizó la licitación del gasoducto Néstor Kirchner y conjeturó que “es una decisión política, si se hacen tramos más cortos trabajan más empresas, pero esa cadena queda en la fortaleza del más débil, si uno de los tramos no se termina el caño no sirve para nada, si se contrata a una empresa más grande, hay otro respaldo y otras garantías”.

Tarifas y segmentación

Torres también habló sobre los aumentos de la luz y el gas y la interna que existe dentro del oficialismo. “Las tarifas subieron sólo un 10% en los últimos dos años, y la inflación fue del 200%”, remarcó. “Unos están encaprichados con que no quieren aumentar y otros dicen que sí porque ya no hay más plata para pagar”, agregó. Por esto dedujo que “la sociedad argentina tiene que decidir, si quieren tener el servicio, las tarifas de luz deben subir”.

Además, dio cuenta de su paso por Edenor y contó que en las encuestas de satisfacción del cliente “el punto más bajo fue en 2015, y el más alto en 2019 cuando las tarifas eran más elevadas”. Por lo cual concluyó que “la gente sabe que tiene que pagar, es el corte lo que la enoja”.

Tras ser consultado por la evolución de los subsidios opinó que “es muy difícil que bajen en estos dos años porque la energía está muy cara por la guerra Rusia-Ucrania. El FMI no pide tarifas, demanda un cierto nivel de déficit fiscal. Por esto el Gobierno cree que es más fácil subir la luz que bajar los sueldos”.

En cuanto a la segmentación aclaró que el procedimiento no es fácil, pero “ninguno de los tres gobiernos anteriores lo hizo, es un problema del Estado. Hace 20 años que se dan subsidios a la electricidad y durante ese tiempo nunca se hizo una lista sobre quienes son los que tienen que recibirlo y me lo siguen regalando a mí, es absurdo”.

Torres enfatizó en que “el corazón de la economía argentina es la energía. Cuando nos quedamos sin dólares es por importar energía y cuando el déficit es imparable es por regalarla”.

Panorama político-económico

Torres se manifestó a favor sobre la recaudación de impuestos progresivos para los sectores más acaudalados, pero aseguró que “la mitad de los ricos no pagan, la economía en negro es enorme en Argentina, el impuesto a la riqueza sólo englobó a 12 mil personas”. Razón por la cual concluyó que “el Gobierno tiene que ir a buscar a los evasores con las herramientas que tiene: la AFIP, el Banco Central”.

En ese sentido, sostuvo que “el rol del empresario es muy limitado en la Argentina, esa confabulación acerca de una reunión de magnates que deciden empobrecer al país no existe, todos quisiéramos vivir en un país igualitario”.

Tras ser consultado por sus preferencias dentro de arco político dio a conocer que como modelo a seguir le gusta Francia porque “es el país más igualitario de Europa, donde el Estado regula, donde se cobran los impuestos, hay ministerios, Banco central, con un gusto especial por las libertades” y sumó que no le gustaría que como opción de gobierno apareciera Javier Milei porque “a ningún empresario serio con inversiones en la Argentina le gustaría dinamitar el Banco Central”.

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Se agrava la situación para las renovables tras la reforma eléctrica de Honduras  

La aprobación de la reforma eléctrica en el Congreso Nacional de Honduras contempló la ratificación de medidas concretas que cambiarán el rumbo del sector. 

En específico, el artículo 5 impacta directamente a las renovables dentro de la denominada Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social. 

Ahora bien, la ley en su conjunto repercutirá no sólo en las generadoras que ya se encuentran operativas en Honduras y a las que se les debe más de 13000 millones de lempiras, sino que también iría en detrimento de otras inversiones privadas en el mercado. 

“Se estuvo hablando acerca de la adquisición de los proyectos por parte del Gobierno a un ‘justo precio’ como parte del plan de rescate de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica. Más sin embargo, no se está viendo aún como un tema de mercado”, advirtió Samuel Rodríguez, agente generador renovable. 

Desde la óptica del referente renovable, es importante resaltar que “la reforma conlleva la eliminación del mercado eléctrico” tal como fue concebido en los últimos ocho años bajo el concepto de libre mercado y funcionamiento en base a oferta/demanda. 

Aquello significaría volver a un modelo de comprador único y que este sea la empresa eléctrica estatal. 

Durante el debate de la ley algunos participantes del mercado se refirieron a los impactos negativos que podría tener aquel monopolio de mercado y lo lejos que estaría aquella medida de un efectivo rescate financiero de la ENEE. 

Entre ellos, se indicó a este medio que el hecho de que el gobierno sea muy reciente pudo haberle llevado a tomar decisiones desconociendo o sin considerar algunas variables centrales para el funcionamiento del mercado. 

En cuanto a los generadores, Samuel Rodríguez se refirió a distintos tipos de impactos que repercuten en distintos segmentos del mercado. 

“Para los generadores pequeños y medianos, que son en su mayoría hidroeléctricas, más bien el problema es que estos proyectos hidroeléctricos ya van por la cuarta refinanciación de sus proyectos con la banca a raíz del impago que tienen con la empresa nacional son 10 facturas que le deben y esto está provocando una crisis financiera para estos pequeños proyectos”. 

“Para los proyectos renovables grandes que son eólicos y solares en su mayoría, si bien representan intereses de grupos grandes financieramente, el tema es bajar precios. Estos tienen un precio preferencial de 18 centavos los primeros 300 megas en solar y en el eólico 21 centavos o 18 centavos, que son precios sumamente competitivos y que pudieran tener una mejora más en el precio. Sin embargo, esto tiene que surtir efecto en un cambio contractual”, advirtió. 

¿Qué se debate en las mesas de renegociación? Lo que se buscaría en estos casos es una equivalencia financiera en la que bajar precio tal vez signifique alargar el plazo del contrato. No obstante, son son temas que todavía no están cerrados porque las mesas de renegociación continúan. 

Otra variable que según Rodriguez sería preciso reevaluar, sería el techo dispuesto para los consumidores calificados: «en la actual ley ellos pretenden aumentarlo de 400 kW -incluyendo a cerca de 300 empresas- a 5 MW -lo que serían apenas siete empresas». 

¿Porqué no sería acertado ese cambio? El agente generador explicó a este medio que el déficit financiero que representa la tarifa de alta tensión para la ENEE es mucho mayor y la compromete a tener que comprar más energía. 

“Mientras más energía compra la ENEE y más energía vende a precio de tarifa de alta tensión, más pérdidas financieras va a tener”.

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CREG «mostró las cartas» sobre la asignación de conexiones que habilita renovables en Colombia

“Actualmente vemos que la implementación de la Resolución 075 se está adelantado con éxito, estamos finalizando un proceso de transición donde se han regularizado las conexiones existentes y se ha liberado capacidad de transporte”, destaca José Fernando Prada, durante el 5º Encuentro y Feria Renovables y Recursos Distribuidos LATAM.

El experto comisionado aseguró que “los nuevos procedimientos de asignación de capacidad de transporte de energía simplifican y hacen más transparente el proceso de conexión en el SIN”.

De acuerdo a estimaciones de la UPME, la capacidad total que se podrían liberar luego de haber surtido efecto la normativa, es de 7.467 MW.

“Ya hay muchas plantas que tienen fecha de puesta de operación garantizada, lo que nos da más seguridad respecto a qué plantas se van a conectar en los próximos años al Sistema Interconectado Nacional; y ya se está adelantando el primer proceso de asignación de conexiones con las nuevas reglas”, indicó Prada.

El experto recalcó que la normatividad hace énfasis al seguimiento de los proyectos con conexión aprobada para tener la certeza de que entrarán en operación en el tiempo previsto. “Sabemos que las empresas son serias, pero igualmente exigimos un compromiso frente a la asignación de un recurso escaso”, observó.

Cabe recordar que una de las exigencias que impone la Resolución 075 es elevar el monto de la garantía, de 1 a 10 dólares por kW. Inclusive, de no respetarse ciertos tiempos de la curva S, los proyectos deberán incrementar sus cauciones, pudiendo llegar hasta 40 dólares por kW. Es decir, 4 millones de dólares para un proyecto de 100 MW.

“La Resolución 075 de 2021 define unos procedimientos uniformes y los plazos de cada etapa, centraliza y designa un encargado de la asignación de capacidad de transporte de energía, establece la información que debe suministrarse y un nuevo método para la asignación periódica y simultánea de capacidad de transporte en el SIN de manera más eficiente para el sistema, junto a la implementación de una ventanilla única para realizar todo el proceso”, resaltó Prada.

Por otra parte, explicó que este cambio era necesario por el presente del sistema eléctrico colombiano. “Veníamos de utilizar procedimientos de conexión que fueron útiles por bastantes años para conectar plantas de energía de gran tamaño, que se localizaban de manera dispersa en el país y con largos períodos de construcción”, indicó.

“Sin embargo pasamos rápidamente a enfrentar una situación de una gran cantidad de solicitudes de plantas de diferentes tamaños con períodos más cortos de construcción, en zonas donde se necesitaban refuerzos de la red de transporte, que generó una problemática compleja para la conexión de nuevos proyectos”, expuso.

Y remató el comisionado experto de la CREG: “En ese sentido, la decisión de la CREG fue poner la casa en orden en el tema de conexiones, de donde surge la Resolución 075 de 2021”.

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ASOFER insiste en que el tope que se imponga a generación distribuida sea «técnico» en República Dominicana

República Dominicana acumula 220 MW de potencia instalada renovable bajo el esquema de medición neta. Estos sistemas, principalmente a partir de tecnología fotovoltaica, podrían crecer aún más si no se toparan con algunas barreras del mercado. 

«Lo que se debe mejorar mucho es el tema trámites, lo que pueden ser trabas burocráticas y alinear a los diferentes actores estatales hacia un mismo objetivo, una política energética que trascienda más allá de un período de un gobierno de cuatro año”, observó el titular de la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER).

Durante su participación en el ciclo de entrevistas “Protagonistas”, aquel que organiza Energía Estratégica con destacados actores del sector energético renovable, Marvin Fernández, presidente de ASOFER, señaló: 

«Si bien es cierto que se habla de grandes proyectos de energía renovable que tienen dificultad para evacuar esa energía, ya se están haciendo las inversiones para que esa energía se logre transportar de un punto a otro. Lo mismo pudiera pasar en generación distribuida. Una generación en distintos puntos del país atomiza mucho el aumento de la demanda y tiene un impacto más inmediato en la factura eléctrica de las personas que invierten en esto, ya sea empresas o residencias, ayudando a descongestionar las redes y ralentizar el aumento de potencia en los transformadores de las empresas distribuidoras, mejorar las pérdidas técnicas. De esa manera, creemos que se debe ir aumentando la penetración de energía renovable distribuida”.

Recordando el estudio de GIZ que indicaba la viabilidad de aumentar el 15% del límite de interconexión de sistemas de generación distribuida al 50% en circuitos urbanos y 25% en circuitos rurales observó: 

“Los límites que plantea el reglamento actual deben ser revisados y aumentados”.

 “Desde nuestro punto de vista, el único límite que debe existir debe ser un límite técnico. Si una red no soporta mayor cantidad de inyección de energía renovable deberá estar definido por el transformador de esa localidad o de la subestación, pero nunca un límite debe estar ligado a la demanda máxima del cliente que es lo que está planteando la nueva propuesta de reglamento a la que aún no se le ha hecho la vista pública. Creemos que esa propuesta aún tiene muchas oportunidades de mejora”. 

Por otro lado, también se refirió al tema incentivos; y, si bien aclaró que podrían prescindir de nuevos beneficios en sistemas para medición neta, consideró necesario incentivos para acumulación en baterías.   

«Dar un incentivo al almacenamiento de energía, desde nuestro punto de vista, ayudaría mucho a la penetración de las energías renovables principalmente durante la noche y a bajar los costos marginales de la energía, beneficiando a las empresas distribuidoras y a los dominicanos”. 

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JA Solar expande su portfolio de productos renovables para Brasil

JA Solar, fabricante de módulos, obleas y celdas fotovoltaicas avanza en el mercado energético de Latinoamérica, luego de haber cerrado un 2021 con más de 940 MW comercializados a lo largo y ancho de la región y con buenas previsiones para el 2022. 

Tal como Energía Estratégica informó días atrás, la compañía prevé un gran ritmo de crecimiento para este año, con la mirada puesta en alcanzar los 2 GW de venta de paneles, de los cuales entre 30 y 40% estarán enfocados al negocio de la autogeneración.

Y una de los países centrales de esta parte del mundo será Brasil, donde cerraron 458.75 MW durante el año pasado y donde también presentarán un nuevo módulo que se integre a la oferta de productos que poseen hoy en día. 

“El mes pasado inició la producción de la familia P-Type de 580 W, tanto monofacial como bifacial, que complementará nuestro portfolio actual compuesto por módulos +540W (mono y bi), +450W (mono y bi) y 410W (mono)”, sostuvo Fernando Castro, Country Manager Brasil de JA Solar en el reciente evento de Latam Future Energy. 

“Esos equipos tienen una eficiencia de alrededor del 21% y son compatibles mecánicamente entre sí”, agregó durante Virtual Summit Brazil Renewables

Asimismo, adelantó que para el segundo semestre del corriente año ingresarán al mercado los paneles con celdas N-Tye y mayor eficiencia – de 22 a 23% – y que a futuro deberían alcanzar módulos de 620 W, también compatibles con la línea ya establecida. 

“Para ser precisos, tendremos la introducción de dos módulos N-Type +560W, de la misma dimensión física que el módulo PTYPE +540W, y también uno de +610W (misma dimensión que el módulo +580W)”, detalló en conversación con Energía Estratégica

A ello se debe agregar que para el 2024, trabajan en “nuevas tecnologías”, entre ellas HJT (Hetero-Junction Technology), y esperan alcanzar tener más producción de módulos con una eficiencia cercana al 25%, según detalló el Country Manager Brasil de JA Solar. 

Y cabe recordar que desde la empresa china buscan ser uno de los fabricantes top 3 en la región América Latina y el Caribe, por lo que este avance en Brasil es uno de las estrategias que tomarán para lograr dicho objetivo.