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YPF recibió un aluvión de ofertas por bonos

La petrolera YPF tuvo un aluvión de ofertas en una licitación de obligaciones negociables (ON) con vencimiento en 2031, cuyo objetivo es obtener fondos para recomprar otros títulos de la compañía que vencen en 2025 y 2027.

En una nota remitida a los mercados de Argentina, YPF dijo que tuvo ofertas por un valor nominal de 1.784,1 millones de dólares, más que triplicando el volumen máximo a colocar, de 500 millones de dólares.

Los títulos licitados son ON con vencimiento en septiembre de 2031, con un rendimiento del 8,75 % nominal anual.

La mayor productora de hidrocarburos de Argentina aplicará los fondos obtenidos en esta colocación a la recompra en efectivo por hasta 500 millones de dólares de dos series de ON, una con vencimiento en julio de 2025, cuyo monto en circulación asciende a 1.131,7 millones de dólares, y otra con vencimiento en 2027, con un monto en circulación de 809,3 millones de dólares.

La oferta de recompra, lanzada el 30 de agosto, tiene una fecha de adhesión anticipada (12 de septiembre), con una mejor compensación para el inversor.

Ambas operaciones permitirán a la petrolera estirar el perfil de sus vencimientos.

De acuerdo al último balance de la petrolera, su deuda total ascendía a finales del primer semestre a 7.457 millones de dólares, con un aumento interanual del 18 %.

La empresa obtuvo una ganancia neta en el primer semestre de este año por 1.192 millones de dólares, lo que ha implicado un aumento del 65 % respecto a los beneficios obtenidos en igual período de 2023.

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Inversión: El Gobierno estima que ingresaran US$47.000 millones, con el GNL a la cabeza

Las inversiones de los proyectos fueron informados por el Ministerio de Economía mediante el jefe de Gabinete, Guillermo Francos. El Gobierno estima que la concreción de los primeros proyectos del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) inyectará US$47.100 millones en la economía del país, de acuerdo a lo especificado en el Informe de Gestión brindado al Congreso por el jefe de Gabinete, Guillermo Francos. El documento precisó cuáles son las iniciativas de inversión que se activaron a partir de la puesta en marcha del RIGI, en distintos puntos del país y en diversos sectores, como litio, cobre, siderurgia, oro […]

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Evento: La primera línea de la industria petrolera viaja a Houston para traccionar el plan de desarrollo de Vaca Muerta entre empresas de servicios e inversores de EE.UU.

El titular del IAPG trazó un panorama sobre cuáles serán los ejes que se abordarán en la nueva edición del ‘Shale in Argentina”, el evento que la semana que viene reunirá en Houston a referentes públicos y privados de la industria de Oil&Gas. López Anadón describió cuáles son los cuellos de botella que deberá resolver el sector para ampliar la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta. El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, brindó detalles sobre la cuarta edición del «Shale in Argentina», el evento que reunirá a los principales referentes de la […]

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Inversiones: Vaca Muerta y la posibilidad de inversión desde India

En un reciente análisis sobre las perspectivas de inversión en Argentina, Francos, en referencia al Régimen de Incentivo para la Generación de Inversiones (RIGI), subrayó el potencial que posee la reserva de Vaca Muerta. Según el funcionario, el contexto internacional de precios de commodities, junto con mejoras en la macroeconomía y la política fiscal del país, hacen que los hidrocarburos sean uno de los sectores más beneficiados por los incentivos del RIGI. Francos destacó la relevancia de los abundantes recursos naturales de Vaca Muerta, señalando que este yacimiento se encuentra en una posición estratégica para atraer inversiones extranjeras. En particular, […]

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Inversiones: Dos multinacionales ponen casi US$ 1.500 millones

El Gobierno tiene expectativas en que el escenario económico empiece de virar hacia el crecimiento. Dos multinacionales de primera línea, la petrolera Vista y la automotriz Stellantis (Fiat y Chrysler), anunciaron inversiones por casi US$ 1.500 millones para aumentar su producción, en línea con lo que viene vaticinando el gobierno de Javier Milei. Vista, la segunda operadora de hidrocarburos no convencionales de Argentina, totalizará inversiones por unos 1.100 millones de dólares en 2024 para acelerar la producción en Vaca Muerta, dijo su fundador y presidente ejecutivo, Miguel Galuccio. La formación Vaca Muerta, una de las mayores reservas de esquisto del […]

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Vaca Muerta: Seguridad creó nuevo Comando Unificado destinado a custodiar zonas productivas

Lo dispuso mediante la publicación de la Resolución 893/2024 en el Boletín Oficial.Estará abocado a la prevención y control del orden en enclaves estratégicos del país. Su conformación derivó de hechos de violencia y bloqueos registrados tanto en aquella zona de producción de hidrocarburos como en los puertos de Bahía Blanca y San Lorenzo. Con el fin específico de ejecutar tareas destinadas a la prevención y control del orden en los enclaves económicos estratégicos del país como Vaca Muerta o la zona portuaria de Rosario y Bahía Blanca, el Ministerio de Seguridad dispuso la creación del Comando Unificado de Seguridad […]

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Renovables: La decisión que adoptó el Gobierno que las promueve

Se amplía el tope para la Generación Distribuida de 2 MW a 12 MW. Son proyectos de pequeña escala y pueden conectarse a la red de distribución. Todos los hogares, edificios, industrias o PyMEs tendrán la posibilidad de ampliar la potencia a instalar en renovablesTodos los hogares, edificios, industrias o PyMEs tendrán la posibilidad de ampliar la potencia a instalar en renovables. La Secretaría de Energía aumentó el límite de potencia de la generación distribuida. A partir de ahora los usuarios podrán instalar hasta 12 MW de fuentes renovables para abastecer su demanda e inyectar los excedentes a la red […]

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La Mirada: Una excelente decisión (Por Emilio Apud)

La decisión de radicar la planta de gas natural licuado de YPF Petronas en Punta Colada en Río Negro, me parece que es una excelente decisión. No por el lugar, que ha sido decidido en base a factores técnicos y económicos, no políticos. Sería erróneo pensar que las pobres performances en función pública de los gobernadores, una eventual recomendación presidencial, hayan pesado al momento de tomar la decisión. Es más, si hubiera sido así, seguramente las empresas no habrían avanzado en el proyecto. Los factores de localización analizados al momento de definir la ubicación de la planta fueron aplicados a […]

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La Mirada: “Vaca Muerta promete un futuro brillante que no solo impulsará el desarrollo del petróleo y el gas”

Durante el 74º aniversario de la industria petroquímica en Argentina, Horacio Marín, presidente de YPF, destacó el papel clave de Vaca Muerta y el proyecto de LNG para el futuro del sector energético y petroquímico. En el marco de la celebración del 74º aniversario de la industria petroquímica en Argentina, la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP) y el Instituto Petroquímico Argentino (IPA) organizaron un evento con los principales referentes del sector. El encuentro se llevó a cabo en el Salón Grand Bourg del Libertador Hotel en Buenos Aires, donde se discutieron temas centrales para el desarrollo energético […]

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Petróleo: OTASA, el oleoducto entre Vaca Muerta y Chile, ya trabaja al 75% de su capacidad

El ducto tiene un máximo de transporte de hasta 110 mil barriles por día, que viene siendo aprovechado por los productores de Vaca Muerta. Entre mayo del 2023 y julio de 2024, el oleoducto transportó unos 21 millones de barriles desde Vaca Muerta hasta la refinería de Biobío. Las exportaciones de petróleo desde Neuquén a Chile por el Oleoducto Trasandino (OTASA) van creciendo, dando los pasos necesarios hasta el objetivo que es la utilización máxima de transporte de crudo. En julio último, el volumen de producción significó el 75% del potencial que tiene el ducto que cruza la Cordillera de […]

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Vaca Muerta: Llegaron los primeros caños del oleoducto a Río Negro

Este primer tramo de la obra tiene 128 kilómetros y se extiende desde el área neuquina Loma Campaña hasta Allen. El despliegue de los caños en los primeros kilómetros del suelo rionegrino simboliza un avance decisivo en la materialización del proyecto, que en su totalidad permitirá transportar hasta 390 mil barriles diarios de crudo hacia las refinerías y puertos de exportación. La inversión prevista en esta etapa inicial es de unos 190 millones de dólares y generará 500 empleos en el pico de la construcción, contribuyendo al desarrollo económico local. Vale añadir que Punta Colorada, lugar donde se ubicará la […]

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Pymes de Biodiésel en pie de guerra: rechazan un proyecto que favorece a las aceiteras

Los productores de biocombustibles piden a la Liga Bioenergética que no aplique “doble vara” en la redacción de la nueva ley, ya que consideran que la medida beneficia a las grandes exportadoras en detrimento de las pymes que han apostado por el mercado nacional. La Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB) no ha escatimado críticas contra la propuesta de reforma de la Ley 27.640 de biocombustibles, impulsada por la “Liga Bioenergética”, una alianza entre las provincias de Santa Fe, Córdoba, Tucumán, Salta y Jujuy.

La Liga Bioenergética de Provincias está conformada por los Gobiernos de Santa Fe, Entre Ríos, Córdoba, Jujuy, Tucumán y Salta. Fue creada en 2018 para articular políticas públicas tendientes al desarrollo y defensa del sector. Constituye un espacio de intercambio y fijación de políticas regionales, con foco a los desafíos energéticos para el desarrollo de la bioeconomía y su acción climática.

Denuncia

CEPREB, que agrupa a productores de Buenos Aires, Entre Ríos, La Pampa y San Luis, argumenta que el proyecto no fomenta la desregulación como se pretende hacer ver, sino que, al contrario, introduce regulaciones más complejas. Además, la cámara denuncia que la iniciativa carece de consenso y promueve una competencia desleal, afectando directamente a las pymes del sector.

Controversia

La Liga Bioenergética propone modificar el marco normativo actual, incrementando el porcentaje de bioetanol en combustibles al 15% y estableciendo un cupo inicial para el bioetanol de caña de azúcar. En el caso del biodiésel, el proyecto permitiría la entrada de grandes empresas aceiteras al mercado interno, un espacio hasta ahora reservado a las pymes. Desde CEPREB, se sostiene que este cambio beneficiaría a las grandes compañías exportadoras, perjudicando a las pymes que han invertido en el mercado local.

Falta de Inversiones

CEPREB también critica que no se han generado nuevas inversiones en el sector y alerta sobre una preocupante capacidad ociosa del 75% en la producción de biodiesel en Argentina. Esta situación, según la cámara, restringe las posibilidades de desarrollo del sector y pone en riesgo a las pymes que operan en el país.

Impacto Desigual

Otro punto clave que CEPREB subraya es la ventaja injusta que obtendrían las empresas situadas cerca del puerto de Rosario, en Santa Fe, debido a los menores costos logísticos. Esta situación dejaría en desventaja a las pymes de provincias como San Luis, Buenos Aires, La Pampa y Entre Ríos. La cámara advierte que el proyecto podría llevar a muchas pequeñas y medianas empresas a la quiebra, mientras que Santa Fe podría incrementar su participación en la producción de biodiésel del 30% al 80%.

Llamado al Congreso: No Avanzar con el Proyecto

En un último intento por frenar la propuesta, CEPREB solicita al Congreso que no avance con el proyecto de reforma de la Ley 27.640. La cámara insta a un debate más amplio que promueva el desarrollo de las pymes y la industrialización de la biomasa, sin comprometer la seguridad jurídica ni perjudicar a quienes han invertido bajo el marco normativo vigente, que tiene vigencia hasta 2030.

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PEMEX acelerará de primera a tercera en la transición energética: ¿será este cambio favorable o peligroso?

Continúan las repercusiones por el nuevo rumbo que tomará Petróleos Mexicanos (PEMEX) con la administración de gobierno que iniciará el próximo 1 de octubre. Tanto la presidente electa, la Dra Claudia Sheinbaum, como Víctor Rodríguez Padilla, quien fue anunciado como próximo director general de la estatal, señalaron que buscarán diversificar su oferta con alternativas más limpias. 

Algo de aquello ya había sido anticipado en el Plan de Sostenibilidad de PEMEX, presentado por la actual administración en el primer semestre del año, pero la novedad no sería tanto su apuesta por combustibles más sostenibles y la cogeneración, sino su apuesta audaz por una alianza con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para impulsar proyectos de hidrógeno verde y aventurarse a desarrollar y ejecutar proyectos de eólica marina. 

Si bien, en el plano internacional diversas petroleras están convirtiéndose a empresas energéticas con variedad de tecnologías y modelos de negocios, Arturo Carranza, director de proyectos de energía en Akza Advisors, considera que la situación financiera de PEMEX no se presta para un cambio de “primera a tercera” en su proceso de transición.

«En un contexto donde PEMEX atraviesa una crisis financiera tan grande, centrarse en desarrollar tecnologías que aún no han sido instaladas en México podría distraer recursos y agravar los problemas financieros de la empresa», subrayó.

La cogeneración de energía, ya presente en el Plan de Sostenibilidad de la estatal, fue destacada por Carranza como un paso lógico dentro de este contexto. Sin embargo, enfatizó que la velocidad con la que se están proponiendo nuevas iniciativas, como la energía eólica marina, podría ser problemática.

«Es como pasar de primera a tercera en un automóvil. Si no tienes los recursos financieros y operativos necesarios, el auto podría perder potencia y detenerse. Es cierto que las grandes petroleras internacionales están diversificándose, pero la mayoría no enfrenta una crisis como la de PEMEX», explicó Carranza.

Y añadió: «Se necesita un enfoque gradual para transitar hacia un modelo de negocio más sustentable».

La relación con CFE: ¿competencia o alianza?

Uno de los aspectos más interesantes del Plan de Sostenibilidad de PEMEX es la posible colaboración con la CFE para desarrollar proyectos conjuntos, como la producción de hidrógeno verde. El director de proyectos de energía en Akza Advisors mencionó que esta alianza podría ser clave para acelerar el tránsito hacia un modelo de negocio más sostenible para PEMEX. Sin embargo, también advirtió que esta colaboración no está exenta de retos e interrogantes, especialmente en lo que respecta a la competencia entre ambas empresas estatales.

«La CFE está mucho más avanzada en términos financieros y operativos, lo que le permite incorporar energías limpias de manera más eficiente. PEMEX, por otro lado, no tiene esa capacidad y podría quedar rezagada», afirmó.

Siguiendo con el análisis de Carranza, la crisis financiera de PEMEX limitaría su capacidad para competir con CFE en el sector de generación eléctrica, un área donde esta última ya tiene una posición consolidada, por lo que el camino de aliarse sería el más oportuno para su proceso de transición.

PEMEX desarrollará proyectos renovables durante el sexenio de Claudia Sheinbaum

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La primera línea de la industria petrolera viaja a Houston para traccionar el plan de desarrollo de Vaca Muerta entre empresas de servicios e inversores de EE.UU.

El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, brindó detalles sobre la cuarta edición del «Shale in Argentina», el evento que reunirá a los principales referentes de la industria petrolera el próximo miércoles 12 de septiembre en el DoubleTree Greenway Plaza en Houston. La agenda de la jornada, que está organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG), tanto por su casa central en Buenos Aires como por su sede en Houston, incluye la participación de directivos de las principales operadores de upstream del país junto a autoridades nacionales y provinciales para dar cuenta de las oportunidades que ofrece la Argentina en materia de hidrocarburos e infraestructura. Un equipo periodístico de EconoJournal viajará especialmente a Texas para cubrir el evento.

Por el sector público, del encuentro participarán el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo; y la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre. López Anadón destacó que “Vaca Muerta es un proyecto de exportación, por eso tenemos que orientar toda nuestra infraestructura hacia ese objetivo«. «Hay que atraer a las compañías de servicios y a las que están en infraestructura y mostrarles que en el país tienen nuevas oportunidades que pueden aprovechar”, enfatizó.

Ernesto López Anadón, presidente del IAPG.

El titular del IAPG también advirtió que “otro de los cuellos de botella tiene que ver con la disponibilidad de equipos de perforación, de fractura, y todo lo que tiene que ver con la ingeniería y la construcción para generar nuevas plantas y ductos”.

Prioridades

Respecto a las prioridades que debería definir la industria para avanzar con la expansión de la producción de Vaca Muerta, el presidente del IAPG consideró que hoy existe infraestructura para el transporte de crudo con las obras que está llevando adelante Oldelval. También precisó que está el proyecto Vaca Muerta Sur, de YPF, la obra que permitirá incrementar la producción no convencional de petróleo y crear una plataforma exportadora de energía en Río Negro. “Todo esto ya está en marcha tanto para transportar crudo hacia el Atlántico como hacia Chile. En los próximos años se va a producir mucho y hoy no hay capacidad de evacuación para eso que se va a generar”, planteó López Anadón.

El ejecutivo del IAPG expuso que respecto al gas la situación es más compleja y marcó: “Se está hablando del proyecto de GNL, que es una iniciativa importantísima porque sin él la producción de gas va a quedar muy limitada. Tenemos muchas conexiones para el gas con Chile, con Brasil, con Uruguay -aunque ahí es menor el consumo-. Se debería continuar con los proyectos. Había una iniciativa a Porto Alegre que es factible. También está la idea de llevar gas a través del gasoducto que une Bolivia y Brasil”.

La industria

A la jornada que tendrá lugar la semana próxima en Estados Unidos asistirán Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, Juan Martín Bulgheroni y Fausto Caretta, de Pan American Energy (PAE); Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol; Martín Cevallos, de CGC; Max Medina, de Equinor; Jim Navratil, de Chevron; Julián Escuder, de Pluspetrol; y Jorge Vidal, de SLB; entre otros; quienes exhibirán cuáles son los planes a futuro que tienen en la Argentina.

Horacio Marín, presidente de YPF, durante su presentación en Houston durante marzo.

López Anadón remarcó que el panorama que enfrenta la industria “es un escenario que no difiere mucho del de años anteriores. La industria siempre ha sido positiva en cuanto a lo que es el futuro. Yo veo al sector con un gran futuro y con grandes expectativas. Tenemos todo. Está el recurso de Vaca Muerta que va a motorizar muchas inversiones. Tenemos todas las industrias, operadores de todo tipo y tamaño, compañías de servicio, tecnología, gente preparada”.

No obstante, el titular del IAPG advirtió que “hay cosas que no dependen de la industria, por ejemplo, mejorar la macroeconomía, terminar con el cepo cambiario porque es necesario que lleguen las inversiones. La producción excede lo que el país consume. Y las necesidades de inversión exceden la capacidad de inversión de la Argentina. Se va a tener que recurrir a fuentes externas de financiamiento, traer fondos de afuera y esas deudas se van a tener que pagar. Ya sean corporativas o bancarias”.

, Loana Tejero

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El gremio que concentra a los empleados más calificados de Nucleoeléctrica manifiesta su preocupación por el manejo del sector nuclear  

La Asociación de Profesionales Universitarios del Agua y la Energía Eléctrica (Apuaye), uno de los sindicatos que representa a los empleados de mayor calificación dentro de Nucleoeléctrica, le envió una carta al ministro de Economía, Luis Caputo, en la que le advierte sobre los riesgos que implica incorporar al directorio de la compañía personal sin experiencia en el sector justo cuando se está evaluando la factibilidad de postergar el proyecto de extensión de vida de Atucha I para contar con la central operativa durante el verano. Además, los técnicos criticaron la decisión de querer privatizar NA-SA dilapidando el patrimonio nacional y el futuro científico nuclear de la Argentina.

Preocupación por sucesivos los cambios

El 6 de diciembre del año pasado, la asamblea de accionistas de NA-SA, la empresa encargada de operar las tres centrales nucleares de potencia que tiene el país, aceptó las renuncias de los integrantes del directorio y designó reemplazos transitorios para garantizar la continuidad de las actividades de la empresa. En ese momento asumieron tres referentes técnicos-operativos de larga trayectoria en la alta gerencia de la compañía. El ingeniero Fernando Monserrat quedó como presidente, Juan Cantarelli como vice y Diego Garde como director titular.

El gobierno de Milei designó el 22 de abril a un nuevo directorio en NA-SA. Como presidente nombró a Luis Fasanella, ingeniero especializado en energías renovables proveniente de Corporación América, y como vice a Julián Gadano, un sociólogo que por su propia formación no es un conocedor profundo de los aspectos técnicos de la actividad, pero que se desempeñó durante casi cuatro años como director de la Autoridad Regulatoria Nuclear durante el segundo gobierno de Cristina Fernández de Kirchner, habiendo quedado a cargo de temáticas internacionales como no proliferación nuclear y seguridad internacional, para luego asumir en 2016 como subsecretario de Energía Nuclear durante el gobierno de Mauricio Macri.  

Se suponía que esa conducción iba a ser permanente, pero no llegó a durar ni cinco meses porque este martes 3 de septiembre la asamblea de accionistas nombró como nuevo presidente a Alberto Lamagna, un físico con una trayectoria de 30 años en la Comisión Nacional de Energía Atómica. Fasanella quedó relegado a vice, mientras que Gadano se vio obligado a dejar la empresa.

Como informó EconoJournal, el dato más preocupante del flamante directorio es que se sumaron dos nuevas personas sin ninguna experiencia previa en el sector: Jeremías Coppola, un joven licenciado en Finanzas de la Universidad de San Andrés especializado en el negocio de trading de criptomonedas, y Emiliano Giana, hermano un ex dirigente del PRO en la provincia de Buenos Aires que mutó a las filas libertarias y hoy es una persona de confianza de Diego Chaher, quien está al frente de una Unidad Ejecutora de Empresas e integra el círculo de confianza de Santiago Caputo, principal asesor del presidente Javier Milei.

Todas estas ideas y vueltas encendieron las alarmas en Apuaye, entidad que manifestó su “fuerte preocupación ante los vaivenes y cambios sucesivos dispuestos en la integración del directorio de NA-SA, lo cual incrementa la incertidumbre interna y afecta la gestión empresarial”. En lo que refiere específicamente al último directorio elegido, el gremio afirmó que “evidencia una notoria falta de cuadros técnicos conocedores de la empresa y del sector nuclear en general, con una mayoría de miembros con perfil de área financiera”.

Renovación de Atucha I

La rotación permanente de funcionarios se agrava porque NA-SA debe decidir en los próximos días si finalmente saca de servicio Atucha I para avanzar con el proyecto de renovación de su vida útil o posterga esa decisión para tener más energía en el verano. Apuaye recuerda en su carta que “la central debería parar a fines de septiembre para dar comienzo con las obras que llevarán dos años de trabajo”.

Los especialistas resaltan los beneficios económicos y estratégicos de ese proyecto, entre los cuales incluyen la posibilidad de extender la operación por más de 20 años, mantener la potencia instalada nuclear y el nivel de diversificación de la matriz y conservar los conocimientos nacionales sobre la tecnología de uranio nacional y agua pesada. Además, recuerdan que la extensión de la vida útil de la central va a demandar US$ 465 millones, de los cuáles aproximadamente el 51% serán en moneda nacional. A raíz de todo, eso consideran conveniente “que se evalúe adoptar otras alternativas para afrontar los picos de demanda eléctrica del próximo verano, a fin de no postergar la parada prevista para poder dar comienzo a las obras”.

Contra la privatización

Apuaye critica también la conveniencia de privatizar NA-SA como propuso el gobierno.  “Debe evitarse que en la búsqueda de soluciones macroeconómicas cortoplacistas se dilapide el patrimonio nacional y el futuro científico nuclear de la Argentina”.

Uno de los argumentos que hacen valer los técnicos es que NA-SA “no genera pérdidas presupuestarias y se solventa con sus ingresos por venta de energía eléctrica”. Además, afirman que “por su carácter estratégico y crítico, corresponde que el manejo y la operación de las centrales nucleares se mantengan en el ámbito del Estado Nacional. Asimismo, deben preservarse los muy calificados cuadros de especialistas y la mano de obra con vasta experiencia para encarar la ejecución de las próximas centrales nucleares”.

“Llama la atención que se encare esta privatización con mayor prioridad y profundidad que con otras empresas del Estado Nacional altamente deficitarias, que requieren significativos y permanentes aportes del Tesoro Nacional para su funcionamiento”, concluyen.

, Fernando Krakowiak

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¿Qué papel tienen las renovables y el almacenamiento en el primer informe de gestión del gobierno de Milei en Argentina?

La Jefatura de Gabinete de Ministros de Argentina, a cargo de Guillermo Francos, presentó ante la Cámara de Diputados el primer informe de la gestión de Javier Milei, quien asumió las riendas del país el pasado 10 de diciembre. 

El gobierno nacional hizo énfasis en la sanción y reglamentación de la Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos, que dentro de sus artículos contempla la creación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

Tal es así que el Poder Ejecutivo espera inversiones estratégicas cercanas a los USD 18.000 millones en  nuevos proyectos en diversos rubros de la economía nacional, entre ellos la producción de baterías de litio y la generación fotovoltaica.

En este último aspecto, el reporte puntualiza que la Ganfeng, principal productor de litio de China y proveedor mundial para la producción de baterías, “evalúa” una inversión de aproximadamente USD 1000 millones en territorio argentino. 

“Tiene el proyecto Mariana en el Salar Llullaillaco y construye un parque solar con el que prevé el autoabastecimiento energético. En marzo, compró el 15% del proyecto Pastos Grandes, que empezará su construcción en 2025 y es propiedad de Lithium Argentina, filial de la canadiense Lithium Americas”, asegura el documento. 

“Además, son socias en otros proyectos como Caucharí – Olaroz, la mina más grande de litio del país, ubicada en Jujuy; y participan junto con Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (Jemse)”, agrega. 

Y si bien no se mencionan más proyectos renovables productos del RIGI, cabe recordar que, meses atrás, el Banco Central de Argentina asumió USD 2000 millones de inversiones privadas en parques eólicos para la producción de hidrógeno verde hacia el año 2032, a pesar que aún no hay un marco normativo correspondiente. 

En aquel entonces, el vicepresidente del BCRA, Vladimir Werning, planteó que habrá otros USD 1200 millones vinculados a la transición energética y USD 4600 millones para dedicadas a la ampliación del sistema de transporte eléctrico tras la aprobación de la Ley de Bases.

Por otro lado, el documento elaborado por la Jefatura de Gabinete de Ministros también hizo foco en la importancia de mitigar posibles distorsiones y/o perturbaciones sobre el sistema eléctrico nacional, por lo que señala que, entre varias alternativas en análisis, se contemplarán los resultados de la convocatoria AlmaMDI, destinada a la presentación de manifestaciones de interés para incorporar, gestionar y financiar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica. 

Es decir que está en los planes del Ejecutivo avanzar en un esquema de incorporación de sistemas de baterías, aunque la realidad es que desde el cierre dado en marzo hasta la fecha no se dieron a conocer públicamente los resultados de ese llamado que fue lanzado en los últimos meses de la gestión de Flavia Royon al frente de la Secretaría de Energía de la Nación (ver nota).

“En lo que respecta a la promoción de mayores niveles de competencia en el Mercado Eléctrico Mayorista, la implementación del “Régimen de Incentivo a Grandes Inversiones” (RIGI) posee todas las condiciones necesarias para contribuir al apalancamiento de inversiones destinadas al sector. Asimismo, el reordenamiento del sector eléctrico contribuye al restablecimiento de señales de precios claras junto a la recomposición de esquemas de tarifas acordes a las necesidades de inversión que caracterizan a un sector como el de la energía eléctrica”, añade el archivo.

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JA Solar presentó innovaciones tecnológicas de alto rendimiento y confiabilidad para la generación de energía

La industria solar continúa trabajando para producir más con menos. Para lograrlo, JA Solar ha venido desarrollando una serie de innovaciones en la tecnología fotovoltaica que no sólo garantizan un alto rendimiento de generación de energía, sino también una alta confiabilidad al superar variedad de desafíos medioambientales y técnicos.

Durante un webinar organizado por Energía Estratégica, Guillermo Rubiano, especialista de soporte técnico para Latinoamérica de JA Solar, explicó que uno de los principales problemas que se enfrentan es la exposición de los módulos a condiciones adversas, como escenarios donde el polvo se vuelve un reto cuando provocan reducción del rendimiento por sombreado, riesgo de punto caliente, excesos en el costo de limpieza, entre otros.

Como respuesta a aquello, JA Solar ha presentado un módulo monofacial anti-dust, diseñado para minimizar la acumulación de polvo y evitar la degradación energética causada por puntos calientes y facilitar su mantenimiento.

«Vale la pena resaltar que tenemos control total de las patentes relacionadas con este desarrollo», indicó Rubiano. 

Y explicó: «Hemos mejorado el encapsulado de las celdas, incluyendo dos nuevas películas de protección (EVA y POE) que incrementan la resistencia a la corrosión».

Respecto a mejoras técnicas en los módulos, si bien JA Solar tiene diversas tecnologías en estudio, durante el webinar se ha abordado la optimización de los monofaciales de tecnología tipo-n, permitiendo un rendimiento superior en condiciones de baja irradiancia.

Por su parte, Victoria Sandoval, gerente de ventas para Latinoamérica de JA Solar, aportó una visión estratégica sobre la posición de la compañía en el mercado global, destacando una trayectoria de más de 25 años en el mercado, 201 GW de envíos acumulados para lograr un 14% de Market Share Global (2023 S&P Global)

Aunque este año la industria en general está atravesando un periodo turbulento porque la capacidad de fabricación de todas las empresas juntas excede el requerimiento actual del mercado, generando mucha más ofertas que demanda, Sandoval subrayó que JA Solar ha conseguido sortear esta situación gracias a su enfoque en la eficiencia operativa, estrategia comercial e innovación tecnológica; lo que a su vez, le ha permitido mantener estabilidad financiera y su permanencia como empresa Tier One, reafirmando su posición como líder del sector.

«La mayor parte de los fabricantes están vendiendo a pérdida para mantener su cuota de mercado, lo que ha afectado la salud financiera de muchas empresas (…) JA Solar no solo está a flote, estamos bien para el impacto que ha recibido el mercado», afirmó.

En cuanto a las tendencias del sector, la gerente de ventas para Latinoamérica de JA Solar mencionó el importante crecimiento de la generación distribuida, impulsado por la reducción del costo de las baterías y la creciente demanda de soluciones energéticas más autónomas. Y, aunque observó que en mercados como México las políticas gubernamentales continúan limitando la expansión de proyectos, la generación distribuida seguiría en ascenso, y JA Solar ha podido capitalizar esta oportunidad con una cuota de mercado del 25% en ese país.

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Publican para comentarios decreto de bonos de carbono que incentiva a las renovables

Días atrás, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible sometió a consulta pública hasta el miércoles 18 de septiembre el Proyecto de Decreto “Por el cual se adiciona el Capítulo 14 al Título 9 de la Parte 2 del Libro II del Decreto 1076 de 2015 en lo relacionado con el Programa Nacional de Cupos Transables de Emisión de Gases de Efecto Invernadero (PNCTE) y se dictan otras disposiciones».

La medida tiene por objeto reglamentar el PNCTE y su puesta en operación al definir al cupo transable como un «derecho negociable que autoriza a su titular emitir una tonelada de CO2 u otros gas de efecto invernadero (GEI) por una cantidad equivalente a una tonelada de CO2».

En diálogo con Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, abogado y socio fundador de OGE ENERGY, explica los alcances de la normativa y como esta ayudará a incentivar la industria renovable en Colombia.

F-M-INA-47 Proyecto de decreto PNCTE

 

 «El objetivo principal es la creación de un mercado para realizar transacciones sobre cupos de emisiones de gases de efecto invernadero e incentivar a las empresas a reducir sus emisiones de GEI. Para ello, el estado colombiano asignará un número limitado de permisos de emisión a las empresas o sectores industriales«, destaca.

Y agrega: «Cada permiso o cupo representa el derecho a emitir una cierta cantidad de gases de efecto invernadero. Las empresas que emiten menos de lo que les permite su cupo pueden vender el excedente a otras empresas que necesitan más permisos para cumplir con sus objetivos de reducción. Dado que los cupos se pueden negociar se activa la creación de un mercado para ello».

A modo de ejemplo, el experto señala que si una empresa logra reducir sus emisiones por debajo del nivel de su cupo, puede vender los excedentes y obtener ingresos adicionales. Este mecanismo motiva a las empresas a invertir en tecnologías más limpias y procesos más eficientes.

«El incentivo que crea esta propuesta para las energías renovables es doble, por una parte la empresa que quiera negociar su cupo debe reducir las emisiones con la implementación de producción de renovables. Y por otro lado, la empresa que no quiera exponerse a la compra de cupos podría implementar la producción de energías renovables», argumenta.

Según Suárez Lozano, si bien por naturaleza beneficia todo tipo de proyecto renovable por «costo – beneficio» la generación solar fotovoltaica y la gasificación de residuos serán las tecnologías que se verán más favorecidas.

A su vez, sugiere que esta propuesta de regulación podría acompañarse de dos medidas que podrían ser útiles para una mayor diversificación de la matriz: 1) implementar un mecanismo fácil y ágil para medir la reducción de las emisiones que conlleve a la expedición de un certificado o moneda digital; 2) obligar a las empresas a adquirir formación certificada sobre la manera que se podrán realizar las transacciones.

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ADELAT proyecta inversiones de 431 billones de dólares para la transición energética en Latam al 2040

El papel de la distribución eléctrica se vuelve más relevante en un escenario de transición energética, donde la integración de energías renovables, la electrificación de nuevos usos y la digitalización son tendencias emergentes. Sin embargo, esta transición no puede lograrse sin una inversión significativa en la infraestructura de distribución.

Bajo esta premisa, durante el Webinar «Sin inversión no hay transición: el futuro de la distribución eléctrica en América Latina” (ver transmisión), la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) presentó estudio en el que calculan las inversiones necesarias en infraestructura de distribución de la región para garantizar una transición energética efectiva, inclusiva y sostenible.

El reporte que fue llevado adelante por consultora GM GlobalADELAT plantea dos escenarios de transición energética al 2040 para 7 países de la región (Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, Guatemala y Perú): uno más optimista (efectivo) y uno mas conservador (parcial) .

Según expuso Juan Pablo Mazorca, Utility Business Modeling Leader de GME, en el escenario de transición energética efectiva: para el año 2040 se deben realizar inversiones de 431 billones de dólares de los cuales 143 corresponden a inversiones tendenciales y 289 a inversiones de transición energética efectiva que deberán ser desarrolladas exclusivamente por los operadores del sistema de distribución.

Las inversiones de transición energética son 2.02 veces las inversiones de crecimiento tendencial lo cual refleja un fuerte impacto de inversión que se necesita para lograr un verdadero cambio en la diversificación de la matriz.

En este escenario, señaló que la actualización de la red, la medición inteligente, y la identificación de nuevos usos serian los vectores que tendrían un mayor impacto y mayor peso de estos grupos.

En cuanto al escenario de transición energética parcial, se estima que para el año 2040 se deben realizar inversiones de 307 billones de dólares de los cuales 133 corresponden a inversiones tendenciales y 174 a inversiones de transición energética que deberán ser desarrolladas exclusivamente por los operadores del sistema de distribución. 

En este esquema más conservador, las inversiones de transición energética son 1.3 veces las inversiones de crecimiento tendencial.

De acuerdo al reporte, estas inversiones traerán beneficios tales como menores inspecciones e intervenciones por la reducción del OPEX; optimización y flexibilización de la red; disminución de riesgos laborales y gastos comerciales; mejor atención al cliente por la competitividad de la industria; reducción en la factura de luz; reducción de la necesidad de importación de energéticos y una ola de oportunidades por nuevos negocios, entre otros.

En el marco de la presentación de estas cifras, Horacio Nadra, vicepresidente de ADELAT, celebró: “Los resultados de las inversiones necesarias para preparar nuestro sistema de infraestructura eléctrica para llevar adelante la transición energética demuestran que las distribuidoras representan un rol fundamental en la transición energética».

Y agrega: «El cambio climático influye drásticamente en nuestras instalaciones y exigen mayor resiliencia del ecosistema eléctrico. Este gran desafío representa también una gran oportunidad de inversiones y debemos estar preparados. Actualmente, tenemos 19 asociados que distribuyen más de 300 terawatt hora de energía al año prestando servicio de energía eléctrica a más de 70 millones de clientes, es decir, a más de 160 millones de personas y esperamos seguir creciendo en los demás países de Latam en los próximos meses».

 

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Antai Solar brilla en Intersolar S.A.: innovaciones y crecimiento

Del 27 al 29 de agosto, Antaisolar presentó sus innovaciones en la exposición Intersolar S.A. en São Paulo.

Durante el evento, la compañía reveló sus soluciones solares de vanguardia, incluyendo el sistema de seguimiento solar TAI-Simple y avanzados sistemas de montaje para techos solares, captando gran interés de los asistentes de todo el mundo.

Enfoque en el Seguimiento Inteligente TAI-Simple

Un punto destacado fue el sistema de seguimiento solar TAI-Simple, que refleja el compromiso de Antaisolar con la optimización del Costo Nivelado de la Electricidad (LCOE) en proyectos solares a gran escala. Este sistema, con un diseño de amortiguación múltiple, garantiza estabilidad y durabilidad.

Equipado con un motor de accionamiento giratorio y un algoritmo de seguimiento inteligente, ajusta los ángulos de los paneles dentro de un rango de ±60°. Su compatibilidad con módulos de gran formato maximiza el rendimiento energético, siendo una solución ideal para proyectos solares a gran escala en América del Sur.

Sistemas de Montaje para Techos Sobresalientes

Antaisolar también destacó sus avanzados sistemas de montaje para techos solares, diseñados para mejorar la eficiencia de la instalación y garantizar la integridad estructural y durabilidad a largo plazo de los techos solares.

Con la capacidad solar en techos de Brasil proyectada a superar los 15 GW para 2027, estos sistemas reflejan el compromiso de la compañía con la entrega de tecnología de alta calidad, adaptada al mercado sudamericano.

Compromiso con el Soporte Local

Antaisolar opera seis fábricas de producción y ocho centros de servicio a nivel mundial, asegurando entregas puntuales y respuestas rápidas a necesidades urgentes.

En Brasil, ha establecido infraestructura de soporte completa, con oficinas, una base de producción y un centro de entrega para mejorar la implementación de proyectos en la región de LATAM. La compañía también ha establecido oficinas regionales en Argentina y Chile, y continúa expandiendo su presencia en el mercado.

Antaisolar ocupa el puesto N°8 en el mercado sudamericano y el N°12 a nivel mundial en envíos de sistemas de seguimiento solar para 2023, según el Informe del Mercado de Seguimiento Solar 2024 publicado por S&P Global. Con un total de 33,2 GW en envíos globales, Antaisolar reafirma su misión de «Levantar un Mundo Verde» ofreciendo productos y servicios de alta calidad para impulsar la industria solar.

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Se amplió el tope para la Generación Distribuida de 2 MW a 12 MW

Con el objetivo de incentivar la eficiencia energética y sumar más energía al sistema, los usuarios podrán instalar hasta 12 MW de fuentes renovables para abastecer su demanda e inyectar los excedentes a la red de distribución.

La Secretaría de Energía dio un nuevo paso para cumplir con el reordenamiento del sector eléctrico en el país. A través de la Resolución 235/24 se amplió el límite máximo de autoconsumo hasta 12 MW de potencia.

De esta forma, todos los hogares, edificios, industrias o PyMEs que actualmente se autoabastecen con energía renovable, tendrán la posibilidad de ampliar la potencia a instalar que pueden generar.

A su vez, los usuarios que se autoabastezcan dentro de estos límites, podrán inyectar sus excedentes en un monto equivalente a la categoría que les corresponda.

La decisión complementa a la nueva categorización de los tipos de Usuario Generador incorporados al esquema normativo, a la vez que da cuenta de la solicitud realizada por numerosas jurisdicciones adheridas para ampliar el volumen previsto como límite para el Punto de Suministro.

Existen tres tipos de usuarios que pueden vender sus excedentes al sistema: los Generadores Individuales, los Generadores Comunitarios y los Comunitarios Virtuales. A partir de la nueva Resolución, estas categorías pasan a subdividirse por la potencia instalada de los equipos que conecten a la red.

Usuarios-Generadores pequeños (UGpe): los usuarios que instalen un equipo de Generación Distribuida en baja tensión cuya potencia no supere los 3 kW.

Usuarios-Generadores medianos (UGme): los usuarios que instalen un equipo de Generación Distribuida en baja o media tensión de una potencia mayor a 3 kW y de hasta 300 kW.

Usuarios-Generadores mayores (UGma): los usuarios que instalen un equipo de Generación Distribuida con conexión a la red de distribución en baja o media tensión de una potencia mayor a 300 kW y hasta 12 MW.

Con esta decisión el Gobierno Nacional busca paliar los efectos de años de desinversión en el sistema de transporte eléctrico, al fomentar la incorporación de más proyectos renovables de pequeña escala que puedan conectarse a la red de distribución.

La utilización de la Generación Distribuida permite reducir las pérdidas en los sistemas de Transporte y Distribución, siendo un mecanismo complementario para el fomento de la eficiencia energética en el marco del proceso de recomposición tarifaria y el pasaje a un régimen de subsidios focalizados.

En el mismo sentido, cabe recordar que en agosto último la Secretaría de Energía y el Banco Nación lanzaron un Programa de Reconversión que otorga financiamiento con condiciones preferenciales para la compra de equipamientos destinados a la Generación Distribuida, además de electrodomésticos y otros materiales que contribuyan a la eficiencia energética en hogares y empresas.

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Edesur y Edenor podrían multar a 700.000 usuarios en la Ciudad de Buenos Aires

A través de la Resolución 85/2024, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) comunicó que más de 700.000 hogares del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) deberán realizar ajustes en sus instalaciones eléctricas para evitar multas que Edenor Edesur, antes del 1º de octubre.

Precisamente, lo que se exige son unos nuevos medidores capaces de registrar tanto la energía activa como la reactiva en la acometida general en edificios en régimen de propiedad horizontal y en los conjuntos inmobiliarios. No obstante, existen algunas excepciones. 

En esta línea, las sanciones se aplicarán a los usuarios cuyo factor de potencia esté entre 0,85 y 0,95.

Los que no cumplan con el mínimo requerido enfrentarán multas más elevadas. La medida busca reducir los picos de demanda durante periodos de alto consumo, como en el verano.

Cómo evitar las multas de Edenor y Edesur

Para evitar estas multas, los usuarios deberán adaptar sus instalaciones al nuevo factor de potencia, lo que incluye la instalación de medidores que registren la energía reactiva. Los pasos para solicitar un nuevo medidor son los siguientes:

En el caso de una persona jurídica, se debe presentar el DNI del representante legal y el contrato o estatuto social.

También una Declaración de Conformidad de Instalaciones Eléctricas (DCI). Este certificado no es necesario si el domicilio ya tenía un pilar o medidor y el nuevo pedido de suministro mantiene las mismas condiciones.

Para propietarios: Presentar la escritura del inmueble o la declaratoria de herederos. Si el título no incluye la dirección, debe acompañarse de la plancheta catastral.

Para inquilinos: Presentar uno de los siguientes documentos: contrato de locación, comodato, boleto de compraventa, fideicomiso o certificado de domicilio.

Si el trámite lo realiza otra persona debe llevar el DNI del autorizado o apoderado. Como así también una nota de autorización poder firmada por el titular.

Cuál es el calendario de multas establecido

El cronograma de aplicación de multas es el siguiente:

1º de octubre de 2024: se aplicará un recargo del 30% del valor total.

1º de mayo de 2025: el recargo aumentará al 60%.

1º de diciembre de 2025: se comenzará a cobrar el 100% del recargo.

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Histórico acuerdo entre jerárquicos petroleros de Vaca Muerta y las cámaras empresarias por horas extra

El sindicato de petroleros jerárquicos de Neuquén que encabeza Manuel Arévalo firmó un acuerdo ante la Secretaría de Trabajo de la Nación por los dos reclamos históricos y a partir de ahora se destraba el conflicto sorpresa causado con las empresas de hidrocarburos de Vaca Muerta.

La Secretaría de Trabajo, Empleo y Seguridad Social, dependiente del Ministerio de Capital Humano, comunica que representantes del Sindicato de Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa, junto a la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), y la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE), han alcanzado un acuerdo histórico que pone pone fin al conflicto que se venía desarrollando en el sector y comprometía las actividades de Vaca Muerta.

Durante la firma, el secretario Cordero transmitió “las felicitaciones” de la ministra Sandra Pettovello “por comprometerse con la posibilidad de que haya un acuerdo en el marco de la paz y el diálogo social en un sector que es estratégico para el desarrollo del país”.

En este sentido, destacó que “este acuerdo pone fin también a un reclamo de muchos años y representa un avance para el diálogo social que estamos impulsando desde el ministerio de Capital Humano”.

Cuáles eran los reclamos de los petroleros jerárquicos

El gremio había lanzado protestas y duras advertencias a las compañías por el reconocimiento de horas extras para los trabajadores jerárquicos, que incluye el personal técnico, supervisores y gerentes, y por una reformulación del diagrama de trabajo en las empresas de servicios especiales.

En el primer caso, Arévalo exigía el pago de horas extras aunque estos trabajadores, ya reciben una compensación adicional del 23% sobre su salario básico para diferenciarse de los petroleros “base”. El gremialista argumentó que las empresas no ajustaron los valores de acuerdo con la Resolución 2.128/14 del Ministerio de Trabajo, que establece subas en línea con paritarias. En su defensa, los empresario indicaron en las negociaciones que ese ajuste era alcanzado por los acuerdos macro.

El segundo reclamo planteó un cambio en el diagrama de trabajo de “2×1” (dos días por uno) a “1×1” (un día y un día) para las operaciones de perforación direccional en Vaca Muerta, un cambio que podría tener un impacto en los costos de desarrollo para las empresas involucradas, porque requiere hasta tres veces más personal y contrataciones, y eso encarece la actividad.

Este diagrama de “1×1” fue implementado tiempo atrás por la empresa San Antonio Internacional, y requirió un aumento importante de la cantidad de personas empleadas en las compañías de servicios especiales, lo que podría hasta triplicar los costos operativos.

Las quejas gremiales comenzaron un mes atrás, con la reglamentación por parte del Poder Ejecutivo del artículo 82 de la Ley 27.743 denominada “Paquete Fiscal”. Esa reglamentación -que se hizo a través del Decreto 652/2024– estableció una exención del pago del Impuesto a las Ganancias para los petroleros de Vaca Muerta, pero que apuntó solamente a los operarios de campo y dejó afuera a los jerárquicos.

En ese marco, Arévalo reactivó los antiguos reclamos, lanzó medidas de fuerzo y se abrió forzadamente una mesa de negociación en el ámbito de la Secretaría de Trabajo, que la semana pasada dictó una conciliación obligatoria.

Con la firma del acuerdo se abre una ventana de paz para retomar el trabajo el Vaca Muerta.

Reclamo de petroleros: el acuerdo con la Secretaría de Trabajo

El acta suscripta por los presentes establece la actualización de la resolución 2128/14, para llevar el tope mínimo salarial a $377.119, eliminando el tope máximo y estableciendo que el tope mínimo se ajustará de acuerdo con los incrementos salariales futuros.

Además, establece que los trabajadores jerárquicos y/o profesionales con certificación en operación direccional (Direccional Drilling) deberán cumplir un diagrama de trabajo 1×1, pernoctando en la locación de la operación; un punto central del reclamo del gremio.

Así, se dan por concluidos todos los reclamos tratados iniciados por la representación gremial.

De la firma participó Manuel Arévalo, Secretario General del Sindicato de Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa.

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Con la planta de GNL a la cabeza, el Gobierno estima inversiones por más de US$47.000 millones por el RIGI

El Gobierno estima que la concreción de los primeros proyectos del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) inyectará US$47.100 millones en la economía del país, de acuerdo a lo especificado en el Informe de Gestión brindado al Congreso por el jefe de Gabinete, Guillermo Francos. 

El documento precisó cuáles son las iniciativas de inversión que se activaron a partir de la puesta en marcha del RIGI, en distintos puntos del país y en diversos sectores, como litio, cobre, siderurgia, oro y gas natural licuado.

Al respecto, Francos enumeró las “inversiones estratégicas para la economía del país” que fueron informadas por el Ministerio de Economía, “en el marco del impulso al sector privado que brindará la puesta en marcha del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI)”. 

Al principio de la semana, en el acto por el Día de la Industria en la UIA, el presidente Javier Milei ya había adelantado que el Ejecutivo esperaba inversiones en torno a los 50 mil millones de dólares, mencionándolo como uno de los logros más importantes de su gestión.

En ese sentido, manifestó que “si quieren ver un ejemplo claro de que pasa cuando se reduce el costo argentino y se aumenta la libertad miren al RIGI, que se reglamentó hace unas semanas a pesar de solo contar con 37 diputados y 7 senadores, y ya esperamos inversiones por más de US$50.000 millones”.

Los proyectos con las inversiones motorizadas a partir del RIGI

En Buenos Aires, SIDERSA presentó un plan de inversiones por US$300 millones para instalar una planta siderúrgica de última generación en la ciudad de San Nicolás. Esta iniciativa, que comprende US$100 millones destinados a la tecnología importada y US$200 millones a producción nacional, permitirá abastecer al mercado con insumos, como el hierro de construcción. La generación de exportaciones que se estima en el 30% de la producción, en función de la demanda local, que equivalen a US$100 millones anuales.

En Río Negro, YPF y Petronas prevén construir una planta de gas natural licuado en la localidad de Sierra Grande. La inversión estimada es de US$30.000 millones

También el RIGI impulsa consolidar la ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto Néstor Kirchner que propuso la empresa Transportadora de Gas del Sur (TGS). Según la compañía, se trata de una inversión en dos etapas que alcanzan los US$700 millones.

En San Juan hay dos proyectos mineros encabezados por las compañías BHP y Lundin. Uno de ellos es Filo del Sol, con una inversión inicial proyectada en US$5000 millones, y el otro, Josemaría, con una inversión de US$3000 millones. Estos desarrollos vinculados a la explotación del cobre en San Juan suman US$8000 millones. 

Además, en lo que respecta al litio, mineras extranjeras tienen la intención de invertir en la provincia de Salta. Se trata de la surcoreana Posco que avanzará en la segunda y tercera fase de su proyecto de litio de US$2000 millones en el Salar del Hombre Muerto. La empresa busca construir una planta para ampliar sus instalaciones en su desarrollo Sal de Oro, su inversión más importante fuera de Corea del Sur de los últimos 60 años.

En julio, Eramine Sudamérica –conformada por la francesa Eramet (50,1%) y la china Tsingshan (49,9%)– inauguró la primera mina de litio en Salta y la cuarta del país en el salar Centenario-Ratones, que empezará a funcionar en noviembre y demandó US$870 millones. En carpeta tiene una segunda instalación con un desembolso de US$800 millones.

El gigante chino Ganfeng –el mayor proveedor mundial para la producción de baterías de litio– evalúa una inversión de US$1000 millones. Tiene el proyecto Mariana en el Salar Llullaillaco y construye un parque solar con el que prevé el autoabastecimiento energético. En marzo, compró el 15% del proyecto Pastos Grandes, que empezará su construcción en 2025 y es propiedad de Lithium Argentina, filial de la canadiense Lithium Americas. Son socias en otros proyectos como Caucharí-Olaroz, la mina más grande de litio del país, ubicada en Jujuy. Participan junto con Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (Jemse).

También figura Rio Tinto, que opera en Salar de Rincón y prevé una segunda planta por US$300 millones. Plasa –con un proyecto en el Salar de Diablillos y cuyo CEO se reunirá en la segunda quincena de septiembre con el ministerio de Producción y Desarrollo Sustentable de Salta, Martín de los Ríos, para informarle detalles de su expansión– y la china Hanak, que está reorganizando sus inversiones para avanzar RIGI mediante.

Por último, en lo que respecta al cobre, First Quantum Minerals, a cargo del proyecto Taca Taca, pretende inyectar US$4000 millones. Y Alpha Lithum y Tecpetrol evalúan invertir en oro.

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Productores de biocombustibles, contra una reforma que “concentra la producción y sube los precios”

Las empresas bonaerense productoras de biocombustibles rechazaron enfáticamente un proyecto para modificar el esquema de regulaciones del sector, promovidos por lo que llamaron “La Liga Bioenergética”, un pool de grandes compañías de Santa Fe, Córdoba, Tucumán, Salta y Jujuy a las que acusan de intentar llevar todo el negocio a esas provincias.

La posición de las compañías bonaerenses fue expresada por la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB), que reúne a los productores de Buenos Aires, Entre Ríos, La Pampa y San Luís.

En un comunicado en el que enumeró las desventajas de la eventual reforma de la Ley, CEPREB indicó que si se avanza con los cambios “muy probablemente el proyecto desembocará en un mayor costo para los consumidores” porque la iniciativa “estipula que el precio final de venta será el más alto ofertado por las compañías”.

“Dada la larga historia de abusos de posición dominante y cartelización que caracterizan a la economía argentina, no sería de extrañar que una vez más ocurra algo similar; alertaron los productores de Buenos Aires, Entre Ríos, La Pampa y San Luís.

“Creemos que toda Ley es perfectible y que sin dudas la Argentina puede y debe aumentar el corte de biocombustibles, pero no podemos avalar que bajo ese argumento compartido por todos se intente aprobar un proyecto que viola la seguridad jurídica y castiga a quienes  invirtieron  en el país bajo una Ley que les dio un marco normativo que vence en 2030, indicó la Cámara.

Entre las razones para rechazar la reforma de la ley tal como fue propuesta, apuntaron a que el proyecto “no genera nuevas inversiones” y además “premia la ineficiencia”, los ítems clave en el desarrollo armónico del sector privado.

Respecto del primer punto, explicaron que “la Argentina tiene un 75% de capacidad ociosa de producción de biodiesel. El proyecto solo asigna qué plantas estarán prendidas y cuales apagadas. Beneficia a aquellas empresas que hicieron inversiones para exportar pero que al verse hoy imposibilitadas de hacerlo por temas de competitividad, pretende ingresar al mercado interno, en desmedro de empresas que invirtieron exclusivamente para este mercado”. Sobre la ineficiencia, apuntaron que “cuanto menos biodiesel exporten las aceiteras, más grande será el cupo local que se les asigna”.

Además, el comunicado dice que el proyecto no fue elaborado sobre la base del consenso y no busca desregular el sector sino que “por el contrario, lo único que hace es cambiar un marco regulatorio por otro con más regulaciones y mucho más complejas, hechas por y a medida de las empresas que se pretende beneficiar”.

Un punto central para CEPREP es que la iniciativa, debido al sistema de licitaciones que plantea, implica “una competencia desleal entre PYMES”, a tiempo que concentra toda la producción en Santa Fe, que “pasará de producir el 30% del biodiesel a más del 80%. Si bien en parte esto es por el ingreso de las aceiteras, también lo es por las miles de toneladas que las compañías no integradas de Santa Fé ganarán en detrimento de las demás Provincias.”

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Vista Energy cumplió cinco años en Wall Street

La petrolera Vista Energy, fundada por el ex presidente de YPF, Miguel Galuccio, cumplió cinco años en Wall Street y celebró la fecha con la participación de sus autoridades en la apertura de las operaciones del día.

Tras cinco años en la bolsa, la compañía aumentó sus acciones más de 460% y actualmente tiene un valor de mercado de 5.000 millones de dólares.

Además, las acciones de Vista son las argentinas que más subieron en dólares en los últimos tres años.

Galuccio y su equipo de colaboradores celebraron los cinco años al participar de la apertura de las operaciones bursátiles en Nueva York con el típico toque de campana.

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Gas: TotalEnergies comienza a producir el primer yacimiento del proyecto Fenix

El proyecto de TotalEnergies, Wintershall y Pan Américan Energy, con una inversión de 700 millones de dólares espera producir el 8% del total país. A la altura de Río Grande, Tierra del Fuego, y a 60 kilómetros de la costa, en pleno mar austral, se encuentra la plataforma del Proyecto Fénix, que en los próximos días pondrá en marcha uno de los tres pozos de gas natural con los que se buscará consolidar el autoabastecimiento del país. Los especialistas sostienen que que la puesta en marcha de este yacimiento offshore será el primer hito de una zona que puede aportar […]

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Vaca Muerta: YPF iniciará nueva campaña de exploración

La petrolera estatal YPF avanza con una nueva etapa de exploración en el área CN VII A, ubicada al norte de Vaca Muerta, con el objetivo de evaluar el potencial de producción de hidrocarburos en la región mendocina. Este proyecto se inscribe dentro de los esfuerzos de la empresa para profundizar su conocimiento y aprovechamiento de la formación de hidrocarburos no convencionales más grande del país. La autorización fue otorgada por el gobierno de Mendoza, permitiendo a YPF iniciar el segundo período exploratorio en esta área clave. Previamente, la compañía había registrado resultados positivos en sus exploraciones en Paso Bardas […]

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Licitaciones: Río Negro abrió la licitación de dos áreas para ampliar la exploración de petróleo y gas

El Gobierno lanzó un llamado a licitación pública para continuar la exploración de las áreas Jagüel de los Milicos y Angostura. El Gobierno de Río Negro presentó la licitación pública para la exploración de las áreas hidrocarburíferas Jagüel de los Milicos y Angostura. Parte del proyecto presentado por la empresa Pilgrim Energy SA, que busca explorar y, de ser viable, explotar hidrocarburos en estos bloques en el norte rionegrino. La licitación se presentó a través del Decreto Provincial 127/24 publicado el lunes en el Boletín Oficial de Río Negro. Allí declararon de interés público el proyecto de la operadora, que […]

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Legales: modifican las condiciones de generación para proyectos de mayor escala

La Secretaría de Energía de la Nación publicó una resolución, que amplía de 2 a 12 el máximo de megavatios permitido por punto de suministro. Además, la normativa resalta el modelo de generación comunitaria, implementado por primera vez en Córdoba. Dos buenas noticias se conocieron en estos días en el plano de generación distribuida. Ambas fueron comunicadas por la Secretaría de Energía de la Nación, a través de la Resolución 235, publicada el 30 de agosto en el Boletín Oficial. La primera responde a un reclamo del sector y consiste en la ampliación del límite máximo establecido por punto de […]

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Actualidad: Salta profundiza el trabajo colaborativo para fomentar la participación de las mujeres en la actividad minera

Funcionarios provinciales y ONU Mujeres Argentina plantearon una agenda para promover la igualdad de género y el acceso laboral de las mujeres en la minería. Con un enfoque multisectorial, buscan fomentar la participación femenina y erradicar la violencia de género. Salta profundiza el trabajo colaborativo para fomentar la participación de las mujeres en la actividad minera Reunión para promover la participación de mujeres en la minería La secretaria de Minería y Energía Romina Sassarini, recibió la visita de la coordinadora del Programa País de ONU Mujeres Argentina Verónica Baracat, con quien se planteó una agenda de trabajo conjunto para fortalecer […]

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Empresas: Pampa Energía comprará el 41,5% de sus bonos en circulación para reducir su deuda

La compañía anunció la adquisición de bonos en circulación para fortalecer su posición financiera. Mediante un comunicado a la Comisión Nacional de Valores (CNV), Pampa Energía anunció días atrás que compró el 41,5% de sus bonos en circulación que tenían una tasa de interés del 9.125% con vencimiento en 2026, por un monto total de 150,2 millones de dólares. Este monto representa el 41,53% de los bonos en circulación. La oferta de adquisición se realizó en efectivo y venció el 24 de agosto de 2023. La compañía pagará 1.010 dólares por cada 1.000 dólares de valor nominal de los bonos, […]

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Minería: San Luis adhiere al RIGI manteniendo las facultades medioambientales

En declaraciones formuladas a la prensa, el gobernador de San Luis, Claudio Poggi, informó sobre el proyecto de ley de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). “Puede significar una nueva promoción industrial para San Luis”, aseguró, y dejó en claro que “se van a cuidar a rajatabla todos los recursos naturales, que son por Constitución, propiedad de la Provincia”. En San Luis no habrá minería contaminante, tal como lo establecen las normativas locales. La normativa propuesta por el Ejecutivo, establece entre sus considerandos la necesidad de “Promover el cuidado de los recursos naturales y la biodiversidad de […]

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Off Shore: Una petrolera británica participará del proyecto offshore Fénix

El negocio de exploración y producción de petróleo y gas de la empresa alemana Wintershall Dea fue transferido a la británica Harbour Energy, que ahora tendrá una participación de 37,5% en el proyecto Fénix. El negocio de exploración y producción de petróleo y gas de la empresa alemana Wintershall Dea fue transferido a la británica Harbour Energy. La transferencia incluye activos de producción y desarrollo y derechos de exploración en Noruega, Alemania, México, Argelia, Libia, Egipto, Dinamarca y la Argentina, donde Wintershall Dea contaba con actividad en Vaca Muerta y en el proyecto Fénix offshore de Tierra del Fuego, según […]

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Combustibles: Raízen Argentina obtuvo la certificación para producir diésel de origen renovable

Para Andrés Cavallari, CEO de Raízen Argentina, se trata de un hito que reafirma el compromiso de la empresa con la reducción de la huella de carbono. En lo que representa un paso firme en la descarbonización de su cadena de valor, la empresa Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, anuncia que su refinería ubicada en Dock Sud logró la certificación ISCC, International Sustainability & Carbon Certification, como planta coprocesadora. Esta certificación reconoce la inclusión de materias primas de origen vegetal en su proceso productivo, permitiendo la elaboración de diésel de origen renovable mediante el coprocesamiento de aceite de […]

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Internacional: Bolivia, entre los países con precios más bajos de combustible en Sudamérica

Podría ser una «oportunidad» para los argentinos que viven en las ciudades limítrofes con ese país. En el contexto regional sudamericano, Bolivia emerge como un país con los precios más bajos en combustibles como la gasolina y el diésel, informó el Ministerio de Hidrocarburos y Energías. Con la gasolina a 0,54 dólares por litro y el diésel a 0,53 dólares, Bolivia se posiciona como uno de los más accesibles en términos de costos energéticos. Sin embargo, esta política de precios subvencionados, impulsada por el Estado, generó tanto beneficios, al contener la inflación, como complicaciones, al ocasionar un gasto millonario anual […]

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Dos intendentes de La Cámpora quieren cobrar impuestos sobre la logística de combustibles en el puerto de Dock Sud pese a no tener competencia

El intendente de Lanús, Julián Álvarez, y su par de Quilmes, Mayra Mendoza, dos de los principales referentes de La Cámpora -la agrupación que lidera Máximo Kirchner- impulsan una polémica iniciativa que apunta a gravar con un impuesto adicional la logística de combustible que se realiza en el Puerto de Dock Sud. Concretamente, los dos jefes municipales quieren cobrar un nuevo tributo a las empresas petroleras que operan en el puerto ubicado dentro del partido de Avellaneda en función de la cantidad de camiones cargados con derivados del petróleo que transiten por sus respectivos municipios. Se trata de una iniciativa que no tiene antecedente alguno.

En los hechos, el Puerto de Dock Sud funciona como un consorcio, un ente autárquico, que maneja su propio presupuesto y se autofinancia con los fondos que provienen de las diferentes tasas que abonan las compañías por el uso del muelle y el tránsito de mercaderías. En la periferia del puerto está ubicada la refinería de la brasileña Raízen, que comercializa la marca Shell en la Argentina y es el segundo mayor jugador del mercado de combustibles.

El consorcio cuenta con un directorio que está conformado por representantes de los diferentes sectores que hacen uso del puerto; es decir, está integrado por directores de las empresas responsables de las cargas generales, de otras que se encargan de los containers, y también de referentes de las petroleras, sindicatos. A su vez hay directores por municipios lindantes al puerto. En ese armado, Julián Álvarez ocupa el rol de director del municipio de Lanús y Quilmes.

Mayra Mendoza; Jorge Ferraresi; y Julián Álvarez.

A principios de agosto, Álvarez solicitó una reunión de trabajo a la que asistieron los representantes de los diferentes sectores y allí reclamó un Fondo Compensatorio y una Red de Tránsito Pesado al Puerto de Dock Sud a fin de “saldar la deuda histórica que tiene el Puerto con los vecinos de Lanús y Quilmes”, según aseveró.

El argumento del mandatario municipal fue que en ambos municipios están radicadas la mayoría de las empresas de logística del puerto y que esto genera que todos los días transiten camiones por Lanús y Quilmes hasta Dock Sud, lo que provoca un daño en las calles, en el tendido eléctrico y el deterioro de la infraestructura de los barrios. Ese argumento fue abiertamente refutada por los representantes de las empresas e incluso por el intendente de Avellaneda, Jorge Ferraresi, que desde fines del año pasado se corrió del armado político de Máximo Kirchner y hoy está enfrentado con la conducción de La Cámpora.

Rechazo

El pedido de Álvarez fue rechazado por la presidenta del consorcio del Puerto Dock Sud, Carla Monrabal; por los representantes de las diferentes empresas que operan en el puerto, por los sindicatos, y también por el director del Municipio de Avellaneda, Carlos Lombardo.

Fuentes privadas al tanto de la reunión aseguraron a EconoJournal a este medio que “se trata de un reclamo absurdo porque la mayoría de los camiones que se dirigen al puerto van por la autopista y no por las calles de Lanús o Quilmes. Los únicos que pasan son los camiones cisterna que van hasta las estaciones de servicio, pero se trata de un número muy chico”.

No tiene sentido el pedido. Álvarez quiere buscar un mecanismo para que el Puerto de Dock Sud le pague un monto, que no está definido, para arreglar todas las calles del distrito”, aseguraron las fuentes consultadas.

Puerto de Dock Sud

Interna

El planteo de Álvarez y Mendoza evidenció la interna que está atravesando el peronismo en la provincia de Buenos Aires. A través de un video distribuido en la red social X (ex Twitter), Ferraresi aseguró que los datos que habían expuesto los intendentes de Lanús y Quilmes sobre el puerto de Dock Sud eran falsos.

Antes, los jefes municipales de Lanús y Quilmes habían compartido un video en el que sostenían que el Puerto concentra el 40% de las exportaciones de containers del país y el 96% de la provincia de Buenos Aires. Mientras que en el material compartido por Ferraresi se señala que la terminal concentra el 31% de las exportaciones de containers de todo el país y el 40% de la provincia de Buenos Aires.

¿Sabés por qué los municipios de Lanús y Quilmes reclaman un Fondo Compensatorio y una Red de Tránsito Pesado al Puerto de Dock Sud?

Mirá el video y enterate pic.twitter.com/KtCnYTjBeG

— Julián Álvarez (@aJulianAlvarez) August 23, 2024

Los referentes de La Cámpora habían asegurado que en Lanús y Quilmes están radicadas la mayor cantidad de empresas de logística del Puerto. Y en el video compartido por Ferraresi se desmiente esta versión y se indica que de todos los depósitos fiscales de la zona sólo hay uno en Lanús y ninguno en Quilmes.

También, Álvarez y Mendoza aseveraron que el directorio del Puerto estaba debatiendo la aprobación de una obra para ensanchar la vía navegable, lo que permitiría el ingreso de mega buques portacontenedores y que a su vez se duplicaría la actividad portuaria. Ferraresi también desmintió esto y advirtió que la obra permitirá el ingreso de buques más grandes adaptando el puerto a las necesidades del mercado y que el volumen de los contenedores no variará.

A las mentiras se las combate con verdades.

Gobernar es asumir las responsabilidades que cada dirigente y que cada militante tiene con su pueblo.

El peronismo tiene que estar unido y pensando en la gente. https://t.co/vmxUb97ydf

— Jorge Ferraresi (@jorgeferraresi) September 4, 2024

Desde las intendencias de Lanús y Quilmes habían señalado que estás obras iban a implicar más camiones y más calles rotas para las ciudades. Sin embargo, las vías de ingreso y egreso del puerto de Dock Sud son autopistas y los camiones que ingresan al puerto por Lanús sólo representan el 1,3% del total y los que pasan por Quilmes, el 1 por ciento.

, Loana Tejero

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Empresas líderes analizarán las tendencias y avances de la energía solar en Brazil Future Energy Virtual Summit

La industria energética de América Latina se prepara para un evento virtual de gran magnitud que promete analizar en detalle los retos y oportunidades del mercado energético más grande de la región: Brasil.

Se trata de Brazil Future Energy Virtual Summit, organizado por Future Energy Summit (FES), un espacio que reunirá a las empresas líderes en la industria para discutir y debatir sobre las tendencias, innovaciones y perspectivas en el campo de la energía en Brasil.

Este evento se llevará a cabo el próximo jueves 26 septiembre, desde las 10 de la mañana hasta el mediodía (hora Brasilia) y se transmitirá a través de los canales de YouTube y LinkedIn de FES.

La inscripción ya está abierta, y aquellos interesados pueden registrarse de manera online y gratuita a través del siguiente enlace.

El Latam Future Energy Virtual Summit se desarrollará en torno a dos paneles de debate que abordarán temáticas de gran relevancia para la industria renovable:

Panel 1: Avances tecnológicos y oportunidades del sector fotovoltaico brasilero

Panel 2: Tendencias y proyecciones para la energía solar en Brasil

Estos espacios se centrarán en las innovaciones que están impulsando destacadas empresas para el crecimiento de la energía renovable en la región. Entre las participantes, se incluyen JA Solar, Seraphim, Sungrow, Huawei, Trina Solar, Canadian Solar, AESolar, Risen y Solis.

En efecto, Victor Soares, LATAM Technical Manager de JA Solar; Daniel Pansarella, Country Manager Brazil de Trina Solar; Ramón Nuche, Director LATAM de AESolar; Ricardo Marchezini, Country Manager de Risen y Denis Ribeiro Cola, Pre-Sales Engineer de Solis, son solo algunos de los expertos que compartirán sus conocimientos y experiencias. 

Con semejantes especialistas de renombre, este evento llega en un momento oportuno ya que Brasil acaba de lanzar su Política Nacional de Transición Energética (PNTE) para promover acciones que acarreen inversiones multimillonarias, mejorar la matriz energética y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

Esta medida hace crecer las expectativas del sector renovable ya que establece las directrices que guiarán la estrategia brasileña para la transición energética y generar oportunidades de empleo, cuidando el suministro la seguridad y la lucha contra las desigualdades sociales y regionales.

Este y muchos temas más se abordarán en el evento que promete ser un espacio de diálogo e intercambio de conocimientos valiosos para todos los interesados en el futuro energético de Brasil.

A medida que el país busca avanzar hacia un futuro 100% renovable, el Brazil Future Energy Virtual Summit proporcionará una visión única sobre las tendencias y desafíos que definirán la industria en los próximos años. Para participar, regístrese de manera gratuita en el sitio web de Future Energy Summit.

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El gobierno designó a Daniel González al frente del comité que evaluará a los proyectos que quieran adherirse al RIGI

El gobierno creó el Comité Evaluador de Proyectos del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) que tendrá como objetivo analizar las solicitudes de adhesión y los planes de inversión que se presenten desde el sector privado. El comité estará a cargo de Daniel González, hombre de confianza del ministro de Economía, Luis Caputo, quien en los hechos viene coordinando el trabajo de las áreas de energía y minería dependientes del Ministerio.

Daniel González, coordinador en el Ministerio de Economía de las áreas de Energía y Minería.

La medida se instrumentó mediante la resolución 814 del Ministerio de Economía, publicada este martes en el Boletín Oficial con la firma de Caputo. El nuevo grupo evaluador estará conformado por funcionarios de la Casa Rosada y secretarios de primera línea del Palacio de Hacienda.

En rigor, González, también ex CEO de YPF, será el hombre del gobierno que controlará las adhesiones al RIGI, mientras que Eduardo Rodríguez Chirillo de Energía quedó afuera del comité.

La exclusión de la Secretaría de Energía del comité genera más distancia entre Caputo y Rodríguez Chirillo, siendo que oil & gas es un sector clave para el RIGI, sobre todo en proyectos vinculados a la exportación de gas natural.

Como antecedente, a principios de agosto Daniel González integró el grupo de funcionarios que acompañó al presidente Javier Milei a Loma Campana, el área emblema de YPF en Vaca Muerta, y luego a Chile para afianzar las exportaciones de gas a ese país. En esa ocasión, Rodríguez Chirillo no participó de la comitiva oficial.  

Comité

La resolución del Ministerio de Economía aclara que “podrán integrar el Comité Evaluador de Proyectos RIGI los titulares de las Secretarías del Poder Ejecutivo Nacional o funcionarios con rango y/o jerarquía superior o equivalente”.

Por tal motivo, además de González, el grupo que armó Caputo, que tendrá la decisión de aprobar o no los proyectos del RIGI, está integrado por María Ibarzabal Murphy, una abogada del estudio Cassagne que desembarcó en el gobierno en abril y que fue una pieza clave en la estrategia de negociación del Poder Ejecutivo con los otros bloques del Congreso para aprobar la Ley Bases. Es una funcionaria de confianza de José Rolandi, el vicejefe de Gabinete.

También hay un lugar en el comité para la Secretaría de Coordinación de Producción del Ministerio de Economía, a cargo de Juan Pazo, y para la de Infraestructura (todavía no hay ningún funcionario nombrado). Además, estarán representadas la cartera de Finanzas de Pablo Quirno Magrane; de Hacienda, cuyo titular es Carlos Guberman; y la dependencia Legal de Alejandro Speroni, todas de Economía. 

, Roberto Bellato

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“El RIGI es la herramienta que estaba buscando el inversor minero”

SALTA (enviada especial)-. Mansfield minera, subsidiaria de la canadiense Fortuna Silver Mines Inc., se dedica a la exploración y desarrollo de proyectos mineros en la provincia de Salta hace más de 25 años. Tiene a su cargo la mina Lindero, el primer proyecto metalífero de Salta. Se trata de un pórfido de oro que se encuentra en producción desde 2021 y tiene una vida útil de 13 años. Facundo Huidobro, gerente de Relaciones Institucionales de Mansfield Minera, participó de la nueva edición de Argentina Mining y en diálogo con EconoJournal, brindó detalles sobre los avances del proyecto y destacó el papel del RIGI para impulsar la actividad en la Puna. “El Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones es la herramienta que estaba buscando el inversor minero. El RIGI permite bajar una gran cantidad de puntos de la alta carga tributaria que tiene el sector, que era la más alta del continente”, remarcó.

El ejecutivo de Mansfield Minera planteó que “gracias al nuevo régimen los inversores observan con más optimismo la posibilidad de invertir en la Argentina. El RIGI tiene una parte fundamental que es generar la estabilidad que está queriendo el inversor.  Ahora se deberá respetar. El camino es la confianza y trabajar para cumplir con lo que se prometió”.

A su vez, agregó que “los países competidores también están haciendo su trabajo para ser más fuertes. Por eso, no debemos perder la idea de trabajar permanentemente para lograr la competividad”.

Huidobro advirtió que los presupuestos exploratorios van migrando de región, que no quedan fijos, y que muchos inversores hoy eligen hacer sus desembolsos en África porque están en busca de cobalto para fabricar baterías. “Los presupuestos van migrando y es importante alentarlos a que vengan a esta región. Estamos en una etapa de muchos proyectos, sobre todo metalíferos que están entrando a su etapa de madurez. Si no trabajamos para atraer inversores el día de mañana no vamos a tener proyectos ni minas”, puntualizó.

Impacto ambiental

El gerente de Relaciones Institucionales de Mansfield Minera también detalló cuáles son los trabajos que están realizando desde la empresa para disminuir la huella de carbono en la producción. Remarcó que “hoy la comunidad le está pidiendo otras cosas a la minería. Nos exige que empecemos a trabajar en la sustentabilidad de nuestros productos. Mina Lindero el año que viene va a ser híbrida. Va a trabajar con energía renovable gracias a un acuerdo que firmamos con Secco”.

La mina funcionará con energía solar durante el día, y a la noche se abastecerá con diésel. Huidobro aseguró: “De esta manera contribuimos con la disminución de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero, la huella de carbono, pero también esto tiene un impacto económico porque nos vamos a ahorrar cuatro millones de litros al año de gasoil”.

Primer proyecto híbrido en la puna salteña

Será el primer proyecto híbrido en brindar una solución eficiente a través de la generación de energías limpias.La Secretaría de Minería y Energía de la provincia, mediante Resolución 10/2023, ya aprobó el Informe de Impacto Ambiental y autorizó la construcción.

El parque solar contará con una potencia total de 6.55 MWp y un sistema de almacenamiento de energía por baterías de Litio-Ion con una potencia de 11,7MWh, aptas para funcionar a una altura de 3.800 msnm. El sistema fotovoltaico otorgará energía al sistema durante el día y almacenará los excedentes en las baterías para generar una reserva que permita utilizarla cuando la demanda del proceso lo requiera.

Desafíos

Huidobro también se refirió a los desafíos que deberán sortear las empresas para aprovechar todo el potencial que posee el país. “La minería funciona muy lentamente. Es un sector distinto a los demás. Lindero se descubrió en el año 2000 y recién en 2020 empezó la producción. En todo ese tiempo se realizó inversión para desarrollar el proyecto, con los altibajos que tiene la Argentina. Los legisladores piensan a cuatro años, no a veinte que es el tiempo que requieren este tipo de iniciativas”, aseveró.

El ejecutivo de Mansfield Minera marcó que otro de los desafíos es el capital humano. Por eso, consideró que se debe capacitar a estudiantes para que desarrollen su carrera profesional y puedan incorporarse al sector.

Huidobro exhibió el trabajo que se encuentran realizando desde la compañía y afirmó: Nosotros estamos brindando becas a los chicos que están egresando de la secundaria, evitando que migren de los pueblos a las ciudades. Llevamos la universidad arriba, a la Puna. Armamos una universidad virtual con la Universidad Católica Argentina, en la que los chicos hoy pueden estudiar cualquier carrera sin tener que mudarse”.

“Los chicos están estudiando y son alentados por los tutores, que son colaboradores de la empresa que van nivelándolos. Vamos a hacer una escuela nueva este año para Nivel Inicial. Antes, la región de Tolar Grande sólo tenía cinco estudiantes de ese nivel y hoy cuenta con 20. Trabajamos siempre con la comunidad porque somos parte, para eso estamos”, finalizó Huidobro. 

, Loana Tejero

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Se realizó la primera jornada de Vinculación Academia-Industria del Instituto Petroquímico Argentino

En el marco de la celebración del “Día de la Petroquímica”, organizada por el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) y la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), se realizó la primera “Jornada de Vinculación Academia/Industria”. Este evento, impulsado conjuntamente por el IPA y la Planta Piloto de Ingeniería Química (PLAPIQUI, UNS-CONICET), se destacó por la presentación de experiencias exitosas de colaboración entre la academia y el sector empresarial petroquímico.

La jornada, que tuvo lugar en el Libertador Hotel de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, reunió a representantes de empresas del sector petroquímico, autoridades académicas y científicas y a docentes investigadores. En particular, representantes de las industrias y los académicos se congregaron para presentar los resultados de los proyectos colaborativos. Especialmente durante la exposición de pósters en un Gallery Walk, se dio una intensa interacción entre expositores y asistentes, fomentando el intercambio de ideas y la generación de nuevas oportunidades de colaboración.

Reconocimiento

En el evento, se realizó el reconocimiento al proyecto más destacado. En esta primera “Jornada de Vinculación Academia-Industria”, dicho reconocimiento fue otorgado al proyecto desarrollado por la empresa PROFERTIL S.A. y el instituto de investigación PLAPIQUI. Este proyecto se centró en el desarrollo e implementación de un modelo de optimización en línea (RTO) para la planta de producción de amoníaco y urea de PROFERTIL, ubicada en el Polo Petroquímico de Bahía Blanca. Los resultados de esta cooperación han generado impactos significativos tanto en la empresa como en diversos grupos de investigación, demostrando que la colaboración no solo permite operaciones más eficientes, sino que también impulsa el avance de la ciencia y la tecnología, además de contribuir a la formación de recursos humanos altamente calificados.

“El Día de la Petroquímica y la primer Jornada de Vinculación Academia/Industria han sido una plataforma excelente para fortalecer los lazos entre el sector académico y la industria”, destacó Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del Instituto Petroquímico Argentino (IPA®). “Estamos muy satisfechos con la participación activa y el interés demostrado por todos los involucrados. Estos eventos son importantes para impulsar la innovación y el desarrollo en nuestra industria y el sector en general”, agregó.

Durante el evento, los equipos formados por empresas y entidades que participaron (PLAQUIMET, CINDECA e INTEMA; Compañía MEGA S.A. y PLAPIQUI; YTEC y CIHIDECAR; Pampa Energía S.A. e IPROBYQ; Unipar Indupa S.A.I.C. y PLAPIQUI; SINTEC e INTEMA; y Petroquímica Cuyo S.A.I.C. junto a CIHIDECAR) exhibieron una serie de pósters que detallaban sus proyectos colaborativos academia-industria en curso y áreas de interés para futuras asociaciones con el ámbito académico.

Los proyectos

Los proyectos presentados fueron evaluados por un Comité Evaluador integrado por representantes del IPA®, la CIQyP®, la industria y de la Gerencia de Vinculación Tecnológica del CONICET. En cuanto a la selección del caso más destacado, se tuvo en cuenta la envergadura e innovación del proyecto y el impacto del mismo en la academia y en la empresa.

“Con este tipo de iniciativas entre el sector con una visión académica, el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) reafirma su compromiso de seguir promoviendo iniciativas que faciliten la colaboración y el avance en el campo de la petroquímica”, destacaron desde el Instituto.

, Redaccion EconoJournal

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Avance normativo, licitaciones y nuevos proyectos: El AMM envía señales para atraer más inversiones a Guatemala

El Administrador del Mercado Mayorista (AMM) viene realizando una labor determinante para garantizar un suministro eléctrico confiable y sostenible en Guatemala. No solo a través de sus tareas diarias vinculadas a la operación del sistema y gestión del mercado sino además a través de sus aportes en materia normativa.   

Tras la aprobación de la iniciativa remitida desde el AMM para la instalación, operación y remuneración de sistemas de almacenamiento adjuntos a centrales solares y eólicas, se han registrado avances significativos en tan solo tres meses. 

Silvia Alvarado de Córdoba, presidente de la Junta Directiva del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), señaló que esa propuesta normativa denominada como Generación Híbrida Autónoma (GHA) contempla tres fases y ya va a mitad de camino. A día de hoy esto permite, a partir de la primera fase, presentar proyectos de sistemas de almacenamiento en centrales solares y eólicas operando en configuración híbrida y dentro de poco lo será para otras tecnologías, ya que, según indicó la presidente del Administrador del Mercado Mayorista la segunda fase está bastante avanzada. 

Aquello no sería todo en materia normativa. Desde el AMM también están trabajando en una normativa específica para la cogeneración y en la actualización del precio de referencia de la potencia (PREFP). 

“Estamos trabajando en aquellas medidas que den señales para atraer más inversiones, además de las licitaciones”, declaró Silvia Alvarado de Córdoba, en exclusiva para Energía Estratégica

Aunque el AMM no participa directamente en las licitaciones, la presidenta expresó su deseo de que estas sean una herramienta para incorporar energía de base flexible y alternativas renovables. 

“Las licitaciones deberían dar señales adecuadas para que se incorpore energía de base, que necesitamos mucha, pero también energía alternativa que aproveche esta norma que tenemos de almacenamiento híbrido y que la energía de base sea flexible y que pueda acompañar el crecimiento de los renovables de forma sostenible”, exhortó. 

Más allá de licitaciones de generación, como la esperada licitación PEG-5, la autoridad mencionó que la iniciativa privada está interesada en aprovechar estos avances en normativa para proyectos competitivos híbridos. 

“Tenemos conocimiento de desarrolladores locales que aún por fuera de las licitaciones están avanzando con proyectos grandes de energía solar y están considerando incluir almacenamiento. Lo cual, a nosotros nos anima mucho porque sabemos que la demanda del sistema ya creció en energía y no solo en el pico de las cuatro horas, sino también durante el día”, observó. 

Por otro lado, la presidenta del AMM aprovechó la oportunidad para enfatizar la urgencia de avanzar en una licitación de transmisión. Mientras que la licitación PEG-5 avanza según su cronograma, la falta de progreso en la licitación de transmisión preocupa en el mercado.

«Sabemos que los proyectos de transporte llevan más tiempo que los de generación», comentó, advirtiendo que las fallas en el transporte ya están afectando el abastecimiento de la demanda en ciertas áreas.

La expansión de la red de transmisión sería fundamental para reforzar el sistema y además acceder a las zonas con mayor potencial renovable, un aspecto fundamental para garantizar el crecimiento sostenido del sector energético en Guatemala.

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Huawei analizará los avances y tendencias en almacenamiento de energía en un nuevo webinar gratuito

Future Energy Summit, la plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables creada de la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam, transmitirá un nuevo webinar gratuito donde Huawei Digital Power analizará los avances y tendencias en almacenamiento de energía.

La cita será el próximo jueves 12 de septiembre a las 10 horas de Panamá (9 hs de México y 12 hs de Argentina) y ofrecerá a las personas interesadas una oportunidad única para adentrarse en las soluciones innovadoras para el almacenamiento energético con baterías y los desafíos para garantizar una transición energética sostenible. 

El registro para este webinar gratuito ya está disponible en el siguiente enlace: Registro gratuito.

Durante la sesión, Diomedes Quijano, Chief Technical Officer – Huawei Digital Power Multi-Country (Centroamérica y el Caribe) será el encargado de mencionar los últimos avances tecnológicos para el sector renovable y cómo Huawei está impulsando la digitalización y el desarrollo de energía limpia en la región. 

Este tema tomará gran relevancia debido a que la neutralidad de carbono ha impulsado rápidamente el desarrollo de alta calidad de la industria energética para atender sectores con desafíos significativos. Hecho que deriva en que el mundo se encuentre en la denominada 5° Revolución Industrial con el eje puesto en productos y soluciones bajas en carbono, digitales e inteligentes. 

Bajo ese contexto, Huawei Digital Power tiene el objetivo de desarrollar infraestructuras en tres aspectos fundamentales en la era de la energía digital: generación, electromovilidad y Tecnologías de la Información y la Comunicación (TICs). 

De forma especial, las tecnologías de generación fotovoltaica y los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (Battery Energy Storage System – BESS por sus siglas en inglés) no se quedan al margen de esa situación y continúan desarrollándose con velocidad, perfilándose como las principales fuentes para la descarbonización de las matrices y garantizar energía limpia en países, industrias, comercio y hogares.

Para registrarse en el webinar y obtener más información, de click en el siguiente enlace: Registro gratuito

Por lo que durante el webinar organizado por Future Energy Summit, Diomedes Quijano explicará los pilares fundamentales a presente y futuro a los que responden los proyectos de storage, en combinación con los sistemas fotovoltaicos, a la par de los retos y oportunidades para la implementación en Latinoamérica

Del mismo modo, el Chief Technical Officer – Huawei Digital Power Multi-Country (Centroamérica y el Caribe) detallará las innovaciones en las que trabaja la compañía, el rol en la integración de tecnologías digitales y de electrónica de potencia para habilitar la digitalización de la energía impulsando un futuro más sostenible, como así también las ventajas para lograr mejores rendimientos en la operación y mantenimiento de los sistemas. 

No se pierda la oportunidad de participar de este webinar tan significativo para el sector, registrándose a través del siguiente link: Registro gratuito 

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Solicitarán el registro en la plataforma Ecosistema H2 Colombia para el acceso a incentivos tributarios

Días atrás, el Ministerio de Minas y Energía (MinEnergía) y H2LAC lanzaron al servicio del público el Ecosistema H2 Colombia, el sistema único de información del hidrógeno en el país que tiene como objetivo impulsar el desarrollo, gestión y promoción del vector energético y sus derivados. 

La presentación oficial se llevó a cabo mediante un evento virtual (ver transmisión), organizado en el marco del Programa H2-diplo, Diplomacia de la Descarbonización, financiado por el Ministerio Federal de Asuntos Exteriores (AA) de Alemania e implementado por la Cooperación Alemana para el Desarrollo GIZ.

Se trata de una innovadora plataforma del Ministerio de Minas y Energía, en la cual se pone a disposición de la ciudadanía aspectos básicos del hidrógeno, estudios sobre el país, normativas, políticas públicas, trámites, oportunidades de inversión, inscripción de proyectos, directorio, entre otros.

Durante su presentación, Juan Camilo Zapata, líder de hidrógeno del Ministerio de Minas y Energía explicó el funcionamiento de la plataforma y el valor agregado que ofrece a stakeholders tanto a nivel nacional como internacional.

“Ecosistema H2 Colombia es una ventana hacia el mundo de cómo estamos trabajando en impulsar la industria renovable. El hidrógeno es una promesa hacia el futuro pero al mismo tiempo es una realidad que ya comienza a transformar las economías de los países y plantear nuevas formas de fuentes de energía no convencionales”, señaló 

Y agregó: “Teniendo en cuenta que América Latina está en un momento clave para aprovechar su potencial renovable y liderar el desarrollo de estas tecnologías, la plataforma busca hacer accesible la información sobre hidrógeno y generar un entorno colaborativo entre el sector privado, la academia y la comunidad para hacer realidad los proyectos de hidrógeno”.

Además, anticipó que el registro de la plataforma, será uno de los requisitos preliminares obligatorios para acceder a los incentivos tributarios que figuran en la Ley 1715 de 2024. 

Entre estos incentivos se encuentran la reducción de IVA para equipos y servicios, depreciación acelerada, la reducción de renta y tasas adicionales que permiten disminuir el 50% del CAPEX de estos equipos y servicios para el hidrógeno y fuentes no convencionales de energías renovables.

De esta forma, se establece un canal directo para que el MinEnergía se ponga en contacto con los desarrolladores de proyectos.

A su vez, al fomentar el uso de la plataforma, se busca centralizar, recoger, divulgar y registrar proyectos e información sobre la cadena de valor del hidrógeno y sus derivados. 

Esta cuenta con un GEOVISOR que calcula la producción actual de hidrógeno y sus incrementos a medida que se van inaugurando nuevos proyectos.

“Hemos hecho un perfilamiento de aproximadamente 30 proyectos por desarrollarse en Colombia. Sin embargo, solo un 10% de ellos están llegando a la decisión final de inversión. La idea es incrementar ese número y que estos no queden simplemente en ideas o en papel”, enfatizó Zapata. 

Ante el creciente número de inversionistas extranjeros, la plataforma permite conocer el paso a paso de cómo montar un proyecto de hidrógeno en Colombia y el marco regulatorio del país. 

“La herramienta puede llegar a ser una de las más completas en el mundo. Es una biblioteca que permite observar las últimas tendencias en consultorías desde el gobierno, gremios y entidades privadas generando un procesos de retroalimentación con la comunidad”, afirmó. 

Y concluyó: “Permite registrar las ideas y proyectos que impulsen el desarrollo del hidrógeno verde en Colombia. A través de la recopilación y difusión de información junto al acompañamiento del MinEnergía se busca que se genere una sinergia entre la comunidad y se pueda avanzar en la matriz”.

 

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Especialistas analizan desafíos de la incorporación masiva de clientes libres con la baja de la potencia en Chile

De concretarse la rebaja de la potencia conectada de 500 kW a 300 kW, podría duplicarse o triplicarse la cantidad de clientes libres. Lo anterior implica desafíos de tipo regulatorios, de las propias empresas comercializadoras de energía y del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN).

“Si uno observa desde el 2018 se ha visto un aumento tanto en la capacidad instalada del sistema como también de las empresas coordinadas, de 400 a más de 750. Si bien se espera que se incorporen 3.500 nuevos clientes, la tasa de penetración es distinta si uno separa entre clientes que son industriales y clientes que son residenciales. Uno esperaría que los clientes de tipo industrial serían los primeros que se cambien. Como Coordinador es un desafío, pero estamos preparados”, comentó Paulo Oyanedel, director de la Unidad de Monitoreo de la Competencia en el CEN, en el webinario organizado por ACEN y denominado “Los retos de la rebaja del límite de la potencia” emitido este martes 3 de septiembre.

Agregó que se apuesta a que será un proceso paulatino y que probablemente será necesario reforzar cierta infraestructura de tipo TI y lanzar una campaña de capacitación de cómo funciona este mercado, capacitación que también fue apoyada por los otros panelistas que remarcaron que debía ser un esfuerzo conjunto de todos los actores intervinientes.

En relación con los requerimientos que deberán cumplir estos nuevos clientes libres, Oyanedel señaló que sería relevante que fuera una obligación, hoy es opcional, que se incorporen potencias de bajo 5 megas a la Plataforma de Recepción de Medidas para Transferencias Económicas (PRMTE). “Desde el punto de vista del Coordinador se requieren sistemas de medida que sean adecuados. Lo que sí es importante es que las eventuales barreras para la competencia se minimicen y si el medidor es una barrera hay que analizar si está cumpliendo su objetivo o no”.

Al respecto, el invitado internacional, Xavier Farriols, Electrical Business Managing Director en Factor Energía, indicó que “hoy en España se está cambiando la normativa porque los nuevos contadores (medidores) permiten cambios de comercializador muy rápido. A partir del 2026 se está hablando en España de que el cambio sea en 24 horas. Es decir, si hay una ventaja de precio el cliente lo ve al momento. Por lo tanto, el tema del medidor inteligente es una cosa clave”.

Añadió Farriols que a medida que el consumidor es más pequeño, el medidor es de la distribuidora y se renta en la factura mensual al distribuidor, de tal forma que en el cambio de comercializador el medidor no sea una barrera de entrada, tal como lo recomiendan desde el Coordinador.

Si bien en España, clientes de 30 kW tienen a una persona detrás que les habla, cabe preguntarse si los productos y servicios que ofrecen en la actualidad los comercializadores en Chile serán así de personalizados con la apertura del mercado. En esa línea, Rodrigo Moya, Gerente General en Imelsa Energia, dijo que el perfil de los clientes entre 500 kW y 300 kW es distinto, con un promedio de consumo de 0,5 GWh/año, “eso claramente va a suponer un aumento de la masa de clientes y un tipo de atención distinto, pero para las comercializadoras esto es una oportunidad. Tenemos que ver cómo las comercializadoras son atractivas para ese cliente. El desafío es presentar una oferta de valor atractiva a ese cliente, que sean más activos en lo que hacen y no sean solamente tomadores de precios como son hoy día en la distribución. Tenemos que pasar a una demanda que participe”.

Por su parte, Claudia Medina, Gerente Comercial y Regulación en Ferrovial, mencionó que la competitividad no solo mejora el precio, sino que la oferta en el servicio de los productos. Además, impulsa la innovación y la transparencia y genera esa confianza con el cliente que es fundamental. Sin embargo, recalcó que “para que podamos tener tarifas de energías baratas, 100% renovable, obviamente tenemos que impulsar más penetración de energías renovables en las redes y para ello, necesitamos tener más transmisión segura, robusta y resiliente. Eso se va a traducir en que todos los clientes regulados a través de las licitaciones y los no regulados a través de la negociación bilateral, vamos a tener energía más barata y limpia”.

Según el experto español, si los comercializadores tienen energía más barata, el consumidor y la industria también. “Las renovables ayudan a liberalizar el mercado, pero se liberaliza porque el precio es más económico”.

La experiencia española puede revelar bastante respecto a los pasos que deberían darse en el contexto de la apertura del mercado. Farriols señaló que en España existe lo que se denomina el Sistema de Información del Punto de Suministro “que es una información técnica a la cual todos los comercializadores tienen acceso. Es la curva y perfil de consumo del cliente de los últimos dos años. Eso nos ha ayudado mucho a generar competencia y productos y hacer ofertas personalizadas”.

La experiencia internacional indica que, en las aperturas de mercado, es importante como un primer paso la coordinación entre el comercializador, la distribuidora y el Coordinador, sobre todo, para fijar protocolos ya que la facturación es un elemento clave en que no se puede fallar.

Por su lado, Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de ACEN, concluyó comentando que “estamos en la primera ola de renegociación de los contratos. En forma abrumadoramente mayoritaria todos los clientes libres han preferido continuar siendo clientes libres y no volver a ser cliente regulado».

Y cerró: «Esperamos que el informe (del TDLC) sea positivo y que tan pronto salga, el Ministerio de Energía realizará las adecuaciones normativas necesarias para que al más breve plazo posible este gran número de pequeñas industrias puedan verse beneficiadas del mercado libre. Este paso de 500 kW a 300 kW es una primera etapa, y en el mediano y largo plazo, se llegará a lo que ocurre en países como España donde todo el mundo puede ser cliente libre”.

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Se viene LAC H2 SUMMIT evento que analiza el futuro del hidrógeno en Colombia y Latinoamérica

La Plataforma para el desarrollo del hidrógeno verde en Latinoamérica y el Caribe H2LAC lanza este año un nuevo evento que busca avanzar hacia una transición sostenible con hidrógeno verde y sus derivados a través de la colaboración público-privada.

Se trata de LAC H2 SUMMIT Cartagena 2024, un espacio para promover el desarrollo de negocios entre la oferta y la demanda a través del encuentro de los agentes del ecosistema mundial del hidrógeno para materializar el potencial de la región América Latina y el Caribe.

El evento que se llevará adelante el 11 y 12 de septiembre en el Centro de Convenciones – Cartagena de Indias, es organizado por la Alianza LAC Clean Hydrogen Action y la Cooperación Alemana para el Desarrollo GIZ, en el marco del Programa International Hydrogen Ramp-up (#H2Uppp) y el Programa H2-diplo – Diplomacia de Descarbonización, con el apoyo del Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima (BMWK) y el Ministerio Federal de Asuntos Exteriores (AA) de Alemania.

A pocos días de la apuesta, LAC H2 publicó a través de un webinar un conversatorio donde importantes figuras del sector energéticos y el hidrógeno, expusieron más sobre la agenda del evento y analizaron también el futuro del hidrógeno en la región.

 

En este marco, Daniel Díaz Toro, Director Ejecutivo de WEC Colombia señaló: “En una temática como la economía del hidrógeno necesitamos que tanto los actores públicos como privados participen de manera activa desarrollando espacios propicios de relacionamiento como ferias comerciales, espacios académicos”

En línea con esos objetivos, Díaz Toro explicó que este encuentro sirve para promover alianzas y crear una red colaborativa para pensar en las mejores prácticas para implementar el vector energético.

A su turno, Monica Gasca, Presidente de la Asociación de Hidrógeno en Colombia destacó: “Es muy bonito tener hojas de rutas y estudios interesantes pero al final del día, el cambio se genera realmente materializando los proyectos, no solamente en Colombia sino en los distintos países de la región”.

“Por ello estos espacios son fundamentales para acelerar acciones que permitan superar los retos que tienen los proyectos de hidrógeno en términos de temas ambientales, sociales y de financiamiento, para que puedan volverse una realidad. Las mesas de trabajo que vamos a tener en el marco del evento son muy importantes para cumplir las metas que tenemos en torno al hidrógeno”, agregó.

Además, enfatizó en la necesidad de realizar encuentros con los principales tomadores de decisiones y stakeholders para lanzar subastas para proyectos de hidrógeno en la región.

Proyectos de hidrogeno en Colombia

Según H2 Colombia, el país cuenta con una cartera de 28 proyectos en desarrollo para la producción y utilización del hidrógeno verde en el país. 

De acuerdo a Gasca, debido a sus grandes dimensiones, la mayoría entrarán después del 2035. Dentro de ese portafolio, existen en desarrollo 15 GW de electrólisis y una planta de hidrógeno azul de 190 kilotoneladas.

Además, se espera que este año se inaugure el proyecto de hidrógeno verde más grande de Latinoamérica, realizado por la empresa Hevolution en Antioquia: 2,3 MW de electrólisis, 1000 kg de hidrógeno diario, y 5000 kg de amoníaco diario.

Para acelerar la entrada en operación de estos proyectos y cumplir las ambiciosas metas del país, Gasca reconoce la importancia de promover alianzas entre actores públicos y privados a través de espacios de relacionamiento tales como  LAC H2 SUMMIT Cartagena 2024

 

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YPF, Petronas y el escenario internacional

El posible fin del conflicto entre Ucrania y Rusia podría provocar cambios en el mercado global del GNL, afectando la demanda europea y potenciando el suministro de gas ruso. Este escenario plantea desafíos para el proyecto de YPF y Petronas en Argentina, que planea invertir $40 mil millones para producir hasta 25 millones de toneladas anuales de GNL. Una sobreoferta global y la caída de precios podrían reducir la rentabilidad de nuevas inversiones como esta. En respuesta, YPF y Petronas podrían necesitar reevaluar su estrategia, diversificando mercados o centrándose en la región para evitar los efectos de la competencia global intensificada.

Según declaraciones de Donald Trump, el conflicto entre Ucrania y Rusia llegaría a su fin si él es elegido presidente en las elecciones de noviembre. El fin del conflicto tendría un impacto significativo en diversos aspectos del mercado energético mundial, según Trump, particularmente en el mercado del Gas Natural Licuado (GNL), así como en la economía y la geopolítica global.

Los especialistas creen que, si el conflicto terminara, habría un reajuste en el mercado energético europeo, pero con un aumento del suministro de gas ruso. Si se alcanzara una paz duradera, es posible que el gas ruso fluya nuevamente y en mayores cantidades hacia Europa a través de gasoductos tradicionales, aunque probablemente no en los niveles previos a la guerra.

En este contexto, Europa seguirá buscando diversificar sus fuentes de energía, y el GNL seguiría siendo protagonista, pero con menos urgencia. Aunque el gas ruso podría volver a ser una opción viable, Europa probablemente mantendría su enfoque en diversificar sus fuentes energéticas para evitar una dependencia excesiva de un solo proveedor. Esto podría incluir un enfoque continuado en energías renovables, nuclear y, en menor medida, GNL.

Lo más interesante es que, a pesar del conflicto y de las sanciones europeas, el gas ruso continúa fluyendo a Europa. En 2023, en plena guerra con Ucrania, las exportaciones de gas ruso a Europa a través de gasoductos disminuyeron drásticamente: exportó aproximadamente unos 80 MMm3/d, de los casi 500 MMm3/d anteriores al conflicto, a lo que debe sumarse el equivalente a unos 50 MMm3/d mediante barcos de GNL.

Esto representa un curioso caso de estudio para los interesados en la geopolítica: Europa continúa comprando gas a Rusia, pagando en rublos, y por otro lado, alimenta con armas a Ucrania, en contra del proveedor de energía. Podría decirse que hoy el lugar más seguro de Ucrania es al lado de un gasoducto.

Mientras tanto, EE.UU. viene aumentando la capacidad de producción y exportación. Por su parte, Arabia Saudita prepara inversiones cuantiosas en la explotación de shale gas en el campo Jafurah, con el objetivo de licuar y abastecer la demanda; no se puede descartar que los precios que manejen los saudíes impacten de lleno en toda la competencia.

El panorama del mercado internacional, en principio, es alentador, ya que se estima que la demanda irá en aumento, pero ¿hay lugar para todos los jugadores?

YPF

El proyecto entre YPF y Petronas en Río Negro está planificado en varias fases, con una capacidad de producción que podría llegar a 25 millones de toneladas anuales de GNL en su fase final de desarrollo. Esto equivaldría aproximadamente a unos 95 MMm³/d de gas licuado.

En cuanto a la inversión, para alcanzar esta capacidad total, se estima que podría ascender a unos 40 mil millones de dólares en total, considerando todas las fases de desarrollo, incluyendo infraestructura, expansión de la planta y otras instalaciones necesarias.

El ingreso de Argentina al mercado del GNL podría intensificar la competencia con otros grandes exportadores como Qatar, Estados Unidos y Rusia. Esto podría llevar a tensiones geopolíticas, especialmente si los grandes actores perciben a Argentina como una amenaza a sus cuotas de mercado.

Por otra parte, la eventual reducción de la demanda europea y la caída en los precios podrían hacer que las nuevas inversiones en proyectos de GNL, como la alianza YPF-Petronas, sean menos atractivas financieramente. Los proyectos que no logren asegurar contratos a largo plazo antes de una eventual disminución de precios podrían enfrentar dificultades para justificar su rentabilidad.

YPF y Petronas podrían necesitar reevaluar sus estrategias de expansión en el mercado de GNL, posiblemente enfocándose en mercados emergentes o diversificando sus ofertas energéticas, o pensando en el abastecimiento regional, ya que todos los vecinos son demandantes de gas natural: Chile, Brasil y, en mucha menor medida, Uruguay.

Panorama

La producción global de GNL en 2023 se estima alrededor de 450 millones de toneladas de GNL (CME Group Trading, LNG Industry, World Energy), equivalente a aproximadamente 1.500 MMm³/d. La producción mundial de GNL está dominada por unos pocos países que tienen acceso a grandes reservas de gas natural y la infraestructura necesaria para licuar y exportar GNL.

Qatar tiene una producción anual de alrededor de 105 millones de toneladas de GNL, unos 390 MMm³/d equivalentes. Le sigue Australia, que compite con Qatar como el mayor productor, con una producción cercana a los 285 MMm³/d (77 millones de toneladas anuales).

Estados Unidos creció rápidamente como productor de GNL en la última década, alcanzando una producción de aproximadamente 360 MMm³/d (96 millones de toneladas anuales), con exportaciones dirigidas principalmente a Asia y Europa (S&P Global). Aunque gran parte de la producción rusa se exporta por gasoductos, Rusia también es un importante productor de GNL, con una producción anual de aproximadamente 110 MMm³/d (30 millones de toneladas).

Malasia es otro productor significativo de Asia, con una producción anual de alrededor de 100 MMm³/d (27 millones de toneladas).

Principales Consumidores

China, Japón y Corea del Sur representan más del 70% de la demanda mundial. Japón era tradicionalmente el mayor importador de GNL, con un consumo de aproximadamente 100 MMm³/d. Por su parte, China superó a Japón en los últimos años, con un consumo que ronda los 120 MMm³/d, impulsado por la transición del carbón al gas. Corea del Sur es otro gran importador, con un consumo cercano a los 80 MMm³/d. Taiwán consume unos 60 MMm³/d.

India, un actor importante en Asia, tiene un consumo de alrededor de 45 MMm³/d, impulsado por la creciente demanda energética y la sustitución del carbón.

Europa ha aumentado la demanda de GNL especialmente tras el conflicto entre Rusia y Ucrania. Los países con mayor demanda son: España, que importa alrededor de 90 MMm³/d equivalentes; y Francia, con unos 90 MMm³/d regasificados. Italia y Reino Unido también son grandes consumidores, con volúmenes cercanos a los 60 MMm³/d cada uno.

Ajustes en Precios y Oferta

Además de las potenciales inversiones árabes, el fin del conflicto ruso-ucraniano podría significar la reintroducción del gas ruso en el mercado europeo, lo que traería como consecuencia una eventual sobreoferta de GNL a nivel global, con la consiguiente caída en los precios y la afectación a los exportadores que operan con márgenes ajustados.

Por otra parte, la disminución de la demanda europea podría llevar también a una competencia más intensa en otros mercados, como Asia, donde el GNL es una fuente energética clave.

En 2024, se espera que la demanda de GNL en la región Asia-Pacífico continúe creciendo, impulsada principalmente por el aumento de la demanda en China y otros países emergentes. Se estima que el consumo de GNL en la región alcance alrededor de 410 millones de toneladas anuales (unos 1.530 MMm³/d), lo que representa un aumento de aproximadamente un 5% en comparación con el año anterior.

China, en particular, sigue siendo el mayor importador de GNL en la región, con un consumo significativo. Este aumento en la demanda se da en un contexto donde la capacidad de regasificación también está en expansión, con nuevas instalaciones previstas para entrar en operación en países como China, India y Japón.

Lo posible

Europa podría seguir invirtiendo en infraestructuras de almacenaje y en la capacidad de importación de GNL para asegurarse la estabilización de los precios de cara a futuros conflictos o interrupciones en el suministro.

El final del conflicto podría llevar a un realineamiento de las alianzas geopolíticas, con implicaciones para las relaciones comerciales y energéticas. Rusia podría intentar restablecer su posición como proveedor clave de energía a Europa, mientras que Estados Unidos y otros exportadores de GNL podrían buscar consolidar sus nuevos mercados.

A pesar de la paz, es probable que persistan tensiones geopolíticas que continúen afectando la estabilidad del mercado energético. Europa podría seguir manteniendo una postura cautelosa hacia Rusia, lo que influiría en sus decisiones energéticas.

Números arábigos

En enero de este año, el Ministerio de Petróleo de Arabia Saudita ordenó a Saudi Aramco que detuviera su plan de expansión petrolera y fijara como objetivo una producción de 12 millones de barriles diarios (Mmb/d), lo que supone un millón de barriles diarios menos que el objetivo fijado para 2027, anunciado en 2020. Este hecho, complementado con los recortes de producción previstos por la OPEP, contribuiría a sostener el precio internacional del crudo.

Pero los saudíes no dan puntada sin hilo y destinarán inversiones de 25.000 millones de dólares a la producción de shale gas en el campo Jafurah y a la construcción de instalaciones intermedias (plantas de procesamiento, redes de tuberías e instalaciones relacionadas) para aumentar la producción de gas en un 60 % antes de que finalice la década.

Según Nikkei Asia, al detener los planes de expansión de su capacidad de producción de petróleo crudo, Aramco liberó 40.000 millones de dólares en inversiones para 2024 y 2028 para destinarlos a proyectos de gas natural. El príncipe Abdulaziz bin Salman Al Saud explicó las razones en febrero, en la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo en Dhahran. Según lo citado por la agencia de noticias independiente de Oriente Medio Al-Monitor, el príncipe dijo: “Creo que pospusimos esta inversión simplemente porque… estamos en transición, y la transición significa que nuestra compañía petrolera pasó de ser una compañía de hidrocarburos a una compañía de energía”.

Según el Middle East Institute, con sede en Washington, DC, Aramco está elaborando un proyecto de exportación de GNL con TotalEnergies y Sinopec que obtendría su gas del campo de gas de Jafurah. Aramco entró en el negocio global de GNL en 2019 cuando compró una participación del 25% en la Fase 1 de la terminal de exportación de GNL de Port Arthur en Texas y firmó un acuerdo de compraventa (SPA) de 20 años con Sempra para adquirir 5 millones de toneladas anuales de producción.

En junio, Saudi Aramco acordó otros dos SPA de 20 años: uno con Sempra por 5 millones de toneladas anuales de la expansión de la Fase 2 de Port Arthur y otro con NextDecade por 1,2 millones de toneladas anuales del Tren 4 de Río Grande LNG en Brownsville, por lo que Aramco también está negociando una participación saudí del 25 % en la expansión de la Fase 2 de Port Arthur. Además, desembarcó en Australia luego de la adquisición en septiembre de 2023 de una participación minoritaria de 500 millones de dólares en MidOcean Energy, que seis meses después (en marzo de 2024) completó su compra de las participaciones de Tokyo Gas en una cartera de proyectos integrados de GNL australianos.

Jafurah

La Fase 2 del proyecto incluye 16 contratos por un valor de 12.400 millones de dólares para la construcción de instalaciones de compresión y gasoductos, incluida la construcción de trenes de procesamiento de gas, servicios, desulfurizadores e instalaciones de exportación. Entre las obras se encuentra la construcción de nuevas instalaciones de fraccionamiento de líquidos de gas natural (NGL) de Riyas en Jubail, instalaciones de servicios, almacenaje y exportación, para procesar el NGL recibido de Jafurah, señaló Aramco en un comunicado de prensa.

También anunciaron otros 23 contratos por 2.400 millones de dólares, además de dos contratos de perforación por 612 millones de dólares. Anteriormente, se adjudicaron 13 contratos de interconexión de pozos en Jafurah por un valor total de 1.630 millones de dólares entre diciembre de 2022 y mayo de 2024. Según Aramco, Jafurah es el yacimiento de shale gas más grande de Oriente Medio, con reservas confirmadas de 229 Tcf (equivalente a unos 4.520 millones de toneladas de GNL), un volumen que el sitio web Nikkei Asia estima como “equivalente a unos 70 años de importaciones de gas GNL de Japón”. Aramco espera invertir más de 100.000 millones de dólares durante el ciclo de vida de Jafurah, que está destinado a convertirse en el mayor proyecto de shale gas fuera de los EE.UU., con el primer envío previsto para 2025 y una tasa de venta sostenible de alrededor de 56 MMm³/d para 2030.

Los números propuestos por los árabes son escalofriantes; resta ver la dinámica de la realidad y en qué medida esta se modifica.

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Santa Fe lanzó Plan de Gasoductos con inversión de $ 196 millones

El gobierno de Santa Fe lanzó en Rosario el plan de gasificación provincial que contemplará la conexión de 45 nuevas localidades al gas natural, con una inversión inicial de $ 196.414.502.000. El proyecto incluye 6 gasoductos troncales para optimizar la matriz energética de la provincia.

Encabezó la presentación el Gobernador Maximiliano Pullaro, junto a los ministros de Desarrollo Productivo y Enonomía, Gustavo Puccini y Pablo Olivares respectivamente, la Secretaria de Energía, Verónica Geese, el presidente de ENERFE Rodolfo Giacosa, entre otras autoridades.

El proyecto abarcará 610 km de gasoductos y beneficiará a más de 45 localidades, 120 mil habitantes y 250 industrias santafesinas.

El proyecto comprende, entre otros, al Gasoducto Sudoeste Lechero (17 millones de pesos); Gasoducto Ruta 34 ($ 48.432.743.000); Gasoducto Ruta Provincial 20 ( $ 40.423.039.000); Gasoducto Ruta Provincial 14 y 17 ( $ 17.859.546.000); Gasoducto Ruta Provincial 93 y 33 ( $ 32.404.196.000).

El programa incluye 6 gasoductos troncales que optimizarán la matriz energética y reducirán los costos para una producción más competitiva. A su vez, esta infraestructura posibilitará la futura generación descentralizada de energía eléctrica y la inyección de biometano en estos gasoductos.

En ese sentido, el ministro de Desarrollo Productivo, Gustavo Puccini, señaló que se trata de “una decisión histórica que toma el Gobierno de la provincia de Santa Fe para apostar a lo productivo y viene a acompañar a nuestra matriz productiva que la estamos repensando entre todos para las nuevas exigencias y las nuevas demandas que tienen nuestros productos”.

A su vez, el funcionario remarcó que dicha obra llegará “en el término de 4 años a la puerta de cada localidad, que son 610 kilómetros de tendido troncal, y va a permitirle a más de 250 empresas que en un futuro puedan visualizar que hay una provincia que está pensando para su desarrollo y que más de 120.000 personas puedan gozar además, de este servicio. A partir de hoy estamos abriendo la puerta a un desarrollo sostenible para una economía más competitiva”.

Por su parte, el ministro de Economía, Pablo Olivares, valoró la decisión “del Gobernador de dar el primer paso y nosotros marcar la iniciativa, porque esto no es solo un gasoducto, sino que es una sucesión de localidades que se verán beneficiadas”, y agregó que “comenzamos con estas etapas sabiendo que las sucesivas ciudades se van a motivar y que el proyecto de financiamiento que se necesite para las siguientes etapas, llegará”.

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Andreani fue premiado como mejor proveedor de servicios y soluciones de logística y fulfillment para digital commerce

El Grupo Logístico Andreani fue galardonado como “Mejor Proveedor de Servicios y Soluciones para Digital Commerce” en los eCommerce Awards 2024, un premio que distingue a las empresas por su labor en la industria del digital commerce y los negocios por internet. Este es el segundo año consecutivo que Andreani recibe este reconocimiento.

En 2023, había obtenido el primer lugar en la categoría Servicios y Soluciones para el eCommerce y esta vez fue premiada en la nueva categoría de Logística y Fulfillment.

“Desde el almacenamiento y la gestión de órdenes de pedido hasta la distribución y entrega, Andreani brinda opciones de personalización que se adaptan a cada requerimiento. Con el servicio de fulfillment, brinda una solución completa y automatizada que atiende las necesidades de los clientes, en especial de PyMEs y emprendedores, ya sea que requieran un servicio de logística integral o una solución más compleja”, destacaron desde la firma a través de un comunicado.

Reconocimiento

María Casal, Gerente de Marketing de Andreani, aseguró: “Trabajamos desde hace varios años en el desarrollo de procesos que nos lleven hacia la eficiencia. Crecimos muchísimo este último tiempo, sobre todo de la mano del comercio electrónico. Por eso, creemos que la inversión en tecnología y la automatización en los procesos logísticos es clave. Apuntamos a facilitar los tiempos de entrega y ofrecer el mejor servicio a todo nuestro ecosistema de comercio electrónico principalmente”.  

De acuerdo a un informe de la Cámara Argentina de Comercio Electrónico (CACE), en el primer semestre del año el comercio electrónico registró una facturación de $8.555.918 millones, lo que representa un aumento nominal del 248% en comparación con el mismo período del año 2023. Estos datos apuntan a que una economía digitalizada favorece e incentiva el consumo ya que da accesibilidad y variedad de oferta.

“Las soluciones que brinda Andreani están diseñadas para colaborar con las necesidades, desafíos y crecimiento de cada cliente. Esta distinción en lose-Commerce awards es un ejemplo del compromiso asumido por la empresa de proveer un servicio personalizado a sus clientes”, destacaron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

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Aumentos tarifarios: La falacia del costo real

OPINION

Informe de la Fundación Encuentro

El gobierno argentino volvió a aumentar las tarifas de energía, que en algunos casos llevan acumulado casi un 600 % de incremento en lo que va del año, impactando directamente en la economía de todas las familias del país.

Bajo el lema de que los hogares deben pagar “lo que realmente cuesta la energía”, las autoridades justifican estas subas de tarifas sin asumir la responsabilidad sobre las decisiones de política pública que influyen en la factura final que pagan los usuarios.

Es imposible hablar de un “costo de la energía” en abstracto, puesto que ese costo está estrechamente vinculado con las políticas que decide o deja de implementar el Estado.

Es decir: la postura del gobierno de desentenderse del valor final de las tarifas es simplemente un pretexto para no asumir la responsabilidad que tiene como gestión.

La actual gestión energética ha adoptado una posición pasiva, dejando de lado oportunidades clave para reducir costos y mejorar la infraestructura de los servicios energéticos. En lugar de utilizar los recursos estratégicos y las condiciones favorables del mercado para aliviar el peso sobre los consumidores, el gobierno ha preferido trasladar sus ineficiencias a los usuarios finales.

A pesar de comenzar el año con precios de energía históricamente bajos en dólares, en julio de 2024, el costo de la generación aumentó a 95,5 USD por MWh (mayor al de julio de 2023, y superior al promedio que se ha pagado entre 2013 y 2023).

El peso del pago de los servicios públicos de gas natural y energía eléctrica en relación con los ingresos para las familias de menores ingresos pasó de ser del 3,9 % en noviembre de 2023 al 12,8 % en agosto de 2024.

Se pasó de un sistema que focalizaba subsidios en las familias de ingresos medios y bajos, a uno que subsidia a todos los hogares residenciales.

Con costos de generación crecientes, el gobierno no ha avisado a la fecha cómo va a continuar el camino de quita de subsidios para dar previsibilidad a las familias.

Así, la afirmación de que los usuarios deben pagar “lo que realmente cuesta la energía” se convierte en una falacia que una falta de visión y compromiso con las verdaderas necesidades del país.

Aumentos tarifarios: la falacia del costo real.

Cómo se Componen las Tarifas de Energía Eléctrica.
Las tarifas que pagan todas las familias en Argentina reflejan la sumatoria de cuatro componentes claves:

Generación. Es el precio con el que se paga la generación de energía y se encuentra regulado por la Secretaría de Energía de la Nación.

Transporte. Incluye los costos asociados al traslado de la energía desde los puntos de generación hasta los de consumo.

Distribución. Corresponde a las empresas que entregan la electricidad a los usuarios finales. Las tarifas de distribución están reguladas por el Ente Nacional Regulador de la Energía (ENRE) en el caso de las empresas EDENOR y EDESUR. El resto de las distribuidoras se regula según la provincia en que se encuentre.

Impuestos. Incluyen cargas fiscales a nivel provincial y nacional.

Entonces, cuando una familia paga la tarifa, está pagando estos cuatro componentes. Los “subsidios a la energía eléctrica” se producen:

A nivel nacional, cuando lo que se paga por el componente “energía” no llega a cubrir lo que se debe pagar a las empresas generadoras de energía (que se representa en el “precio monómico”).

A nivel de cada jurisdicción cuando lo que se paga por la distribución (lo que se denomina “Valor Agregado de Distribución” o VAD) no cubre los costos de las empresas.

¿Qué significa que debemos pagar lo que sale la energía?

El discurso que el gobierno intenta consolidar afirma que se debe trasladar a las tarifas que pagan las familias el costo real de la energía. Sin embargo, esto esconde que el valor de esa energía no viene “dado” sino que está íntimamente relacionado con las decisiones de política que se tomen desde el mismo gobierno.

Hay dos posiciones que puede adoptar el Estado para reducir la cuenta de subsidios energéticos en las que las tarifas reflejen el costo “real” de la energía.
La primera es una posición pasiva, en la cual las autoridades optan por no involucrarse en la determinación del costo y sólo se concentran en trasladarlo, cualquiera sea el valor, a las tarifas de las familias.
La generación de energía en Argentina se estructura bajo el concepto de precio monómico, que integra los costos de producción, transporte y potencia en un solo precio.

Los generadores son remunerados por la energía que producen, y estos ingresos están condicionados por varios factores:

Costo de Energía Generada: Depende del tipo de insumo (gas, petróleo, renovables, etc.).
Costo de Transporte: Incluye la logística para mover la energía desde las plantas hasta los consumidores.
Costo de Potencia: Relacionado con la capacidad de las plantas de garantizar el suministro durante picos de demanda.

La variación entre las facturas de las familias a lo largo del país se explica por el VAD, y no por el valor de la generación que es igual para todo el país.

La segunda opción consiste en concentrarse desde la política energética en la “reducción de costos del sistema” y tomar decisiones de política pública para lograr que la energía cueste menos y, por lo tanto, que el traslado a los usuarios tenga un menor impacto.

Dicho simplemente: si producir y distribuir la energía cuesta menos, pagar el “costo real de la energía” para un usuario cuesta menos.

La posición “pasiva” de la Secretaría de Energía en 2024

La gestión actual de la Secretaría de Energía partió de una posición favorable al contar con precios relativamente bajos de generación de energía en comparación con administraciones anteriores.

En diciembre de 2023 y enero de 2024, gracias a las obras del Gasoducto “Presidente Néstor Kirchner” (GPNK) y a las lluvias que permitieron aumentar la generación hidroeléctrica, el MWh de la generación costó 20 USD menos que en 2023.

Sin embargo, la Secretaría evitó tomar decisiones que permitirían en el corto y mediano plazo asegurar precios más bajos en la generación de energía. A saber:
Retraso en las obras complementarias del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner. A pesar de las previsiones climáticas, la Secretaría optó por retrasar la finalización de obras clave complementarias al gasoducto inaugurado en 2023. Esto limitó la capacidad de transportar gas de Vaca Muerta a diferentes regiones del país, obligando al gobierno a depender de insumos importados más costosos.

Decisión tardía de importar GNL. A pesar de contar con información desde enero, la Secretaría postergó la compra de GNL hasta último momento, lo que resultó en la necesidad de adquirir gas a precios elevados en el mercado internacional y puso, en mayo de 2024, en riesgo de desabastecimiento de gas a todo el país.

Esta falta de previsión incrementó los costos de generación y, por ende, las tarifas o subsidios necesarios para compensar estos costos.

Producto de dicha situación, el gobierno debió: cortar el gas a industrias y estaciones de servicio (GNC); Gastar mas de USD 500 millones para realizar subastas de combustibles líquidos para abastecer a las generadoras de electricidad; Salir a licitar de urgencia barcos de gas natural licuado (GNL), y Solicitar asistencia a Brasil para conseguir un barco de GNL adicional de refuerzo en Escobar.

El default a las generadoras de energía eléctrica.

A pesar de haber recibido precios históricamente bajos de generación eléctrica, el gobierno no previó el pago de esa generación, lo que culminó en una quita en el pago a la generación, abriendo un potencial pasivo litigioso.

Baja de la licitación de energía térmica.

En julio de este año, la Secretaría de Energía dio de baja una licitación finalizada en noviembre de 2023 que permitía reforzar la generación térmica en nodos críticos. A la par, se hizo pública la preocupación de fallas en la generación de energía en el verano.

Anuncio de privatizaciones.

En el marco de los anuncios de privatizaciones y concesiones al sector privado de energía, la Secretaría de Energía ha evitado pronunciarse sobre sus políticas de corto y mediano plazo para el sector. La preocupación por asegurar ganancias al sector privado choca de manera directa con las previsiones para la población.

Las medidas no tomadas han tenido un efecto claro:
A pesar de haber comenzado 2024 con un costo de generación bajo, a partir de julio de 2024 el costo ha sido superior al de 2023 y la proyección de la industria, conforme la información pública disponible muestra costos de generación proyectados más elevados hasta octubre de 2024.

En conclusión, a lo largo de 2024 podemos ver tanto: El efecto del GPNK en la reducción del costo de la energía; Y el efecto de la actitud pasiva de la Secretaría de Energía en el aumento de los costos de generación.

La Evolución de las Tarifas en 2024 e inconsistencias del discurso oficial.

Ahora bien, si el costo de la energía no está dado, ¿cómo se paga ese valor cuando el precio pagado por los usuarios no es suficiente para cubrir el costo de la generación?.

La Secretaría de Energía llevó adelante este proceso de dos maneras. Por un lado, trasladando el mayor costo a los usuarios finales y, por el otro, realizando por primera vez en la historia un default a las generadoras de electricidad. Es decir, en los primeros meses de gobierno, cuando la energía era la más barata de los últimos años medida en dólares, el gobierno optó por cortar la cadena de pago a las empresas generadoras.

¿Cómo puede ser que a la vez que subieron las tarifas, se les dejó de pagar a a las empresas?.

La respuesta es que los aumentos tarifarios han sido ineficientes e innecesarios, escondiendo bajo el lema de “pagar lo que sale la energía”, la mala gestión de la Secretaría de Energía. La población paga por la ineficiencia del gobierno.

En lo que va de 2024, las tarifas de energía eléctrica en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) han experimentado aumentos desproporcionados, llegando casi al 600 % para algunos hogares.

En términos de cobro de tarifas, los hogares residenciales se dividen en: a) mayores ingresos o N1, b) ingresos medios o N3, y c) menores ingresos o N2.

Un largo camino por recorrer.

Aunque las tarifas han aumentado de manera significativa, aún queda un largo camino para alcanzar el costo pleno de la energía si los subsidios fueran eliminados. La falta de previsión y la gestión pasiva de la Secretaría de Energía han llevado a un escenario en el que los aumentos no se traducen en una reducción efectiva de subsidios, sino en un mayor peso financiero para las familias sin el beneficio de una cobertura completa de los costos.

Los aumentos tarifarios se han distribuido de manera desigual según el nivel de ingresos de los hogares. Las familias con ingresos más bajos (segmento N2) han visto a iguales niveles de consumo, incrementos acumulados de entre 334-598 %, mientras que las familias del segmento N3 han enfrentado aumentos de hasta el 615 %.

Este panorama muestra una disparidad preocupante: los sectores de menores ingresos, quienes más dependen de los subsidios, son los que proporcionalmente más han visto subir sus tarifas.

A pesar de este incremento significativo, es crucial señalar que estas subidas no se reflejan necesariamente en una reducción de los subsidios a la energía. Contrario a lo que podría esperarse, las tarifas crecientes no han logrado cerrar la brecha entre el costo real de la energía y el precio que pagan los usuarios finales.

El objetivo de que las familias paguen “lo que realmente cuesta la energía” está lejos de alcanzarse. A septiembre de 2024, la cobertura de los costos de la energía eléctrica no llega al 100 % en ningún segmento de usuarios finales, y mucho menos en los residenciales. En promedio, la cobertura del costo de abastecimiento de gas es del 55 % para los usuarios N1, mientras que los usuarios N2 y N3 pagan solo el 20 % y 25 % del costo, respectivamente.

Del mismo modo, la cobertura de costos eléctricos se ubica en el 86 % para los usuarios N1, y en 24 % y 38 % para los N2 y N3, respectivamente.

El futuro de la política de subsidios

En mayo de este año el gobierno nacional anunció un “Período de transición hacia subsidios energéticos focalizados”, que supuestamente debería finalizar el 30 de noviembre de 2024, con la posibilidad de prorrogarlo hasta seis meses adicionales.

Durante este período, el gobierno ha anunciado su intención de reestructurar los subsidios a la energía para asegurar que los “costos reales” se trasladen progresivamente a los usuarios limitando los subsidios a los sectores más vulnerables.

Sin embargo, aunque el discurso oficial subraya la previsibilidad y gradualidad en la implementación, la realidad muestra una preocupante falta de claridad y consistencia en las acciones del gobierno.

A la fecha, con solo tres meses restantes para el término del Período de Transición, no se ha publicado información concreta sobre cuál será el régimen de subsidios a partir de diciembre de 2024 ni cómo las familias podrán afrontar los costos de la energía. Esta falta de previsibilidad es alarmante, especialmente considerando que la carga económica sobre los hogares ha aumentado de manera drástica durante el año.

Además, el gobierno decidió desacoplar los aumentos tarifarios de los aumentos en el salario, una relación que venía establecida en función del Coeficiente de Variación Salarial (CVS).

Para hacerlo, argumentó que esos topes resultaban en subsidios crecientes que no podían ser sostenidos por el Tesoro Nacional. Sin embargo, este ajuste, lejos de traer claridad, deja a las familias en una posición incierta respecto a cuál será el impacto real en sus finanzas y qué medidas tendrán que tomar para enfrentar posibles incrementos tarifarios aun mayores.

De esta manera, como señalan los estudios del Observatorio de tarifas y subsidios IIEP (Instituto Interdisciplinario de Economía Política – UBA Conicet), hasta el 2024 “el peso máximo de los servicios públicos energéticos sobre el salario RIPTE se observa en junio de 2019 con una carga del 5,6 % sobre el salario promedio registrado”.

En agosto de 2024, “(…) tomando el ingreso mínimo de cada segmento de ingresos, la factura promedio de los servicios públicos de luz y gas en el AMBA tiene un peso de 1,8 % para los N 1, de 12,8 % para los N 2 y de 4,4 % para los N 3” con respecto al salario. La política del gobierno nacional afecta desproporcionadamente a los sectores de ingresos más bajos.

Con respecto al camino de subsidios a futuro, la Secretaría de Energía ha anunciado la implementación de un esquema que llamó “Canasta Básica Energética” (CBE), propuesto como la solución futura para focalizar los subsidios.

Sin embargo, aún no tiene una fecha clara de inicio ni un plan detallado de ejecución. Se anuncia una transición hacia un modelo “más justo y eficiente”, pero a 9 meses de su anuncio no se brinda información para que las familias puedan planificar su economía.

La falta de un sistema definido y operativo para el acceso a subsidios después del Período de Transición genera incertidumbre y contradice los principios de previsibilidad y gradualidad que el gobierno proclama.

Conclusión

A lo largo de 2024 las tarifas de energía eléctrica para algunas familias han experimentado aumentos de hasta un 600 %, sin que estos incrementos se traduzcan en una reducción efectiva de los subsidios ni en una cobertura completa de los costos de generación. Esto no solo contradice la narrativa oficial, sino que agrava la situación económica de los sectores más vulnerables.

La ausencia de un plan claro para el período post-transición y la falta de un cronograma detallado sobre la implementación del esquema de Canasta Básica Energética (CBE) generan una incertidumbre que impacta negativamente en la capacidad de las familias para planificar su economía.

En lugar de ofrecer la previsibilidad y gradualidad prometidas, el gobierno ha optado por medidas que, lejos de mejorar nuestro sistema energético, trasladan los costos de su ineficiencia a los usuarios finales.

Además, la decisión de desacoplar los aumentos tarifarios de los incrementos salariales mediante la eliminación del vínculo con el CVS muestra un claro desinterés por proteger el poder adquisitivo de los hogares. Esta postura no solo incrementa la carga financiera del pago de servicios esenciales sobre los consumidores, sino que también pone en riesgo la viabilidad del acceso a servicios básicos como la electricidad y el gas para muchas familias.

El gobierno se enfrenta a una encrucijada: continuar justificando los aumentos tarifarios bajo el pretexto de “pagar lo que cuesta la energía,” mientras las decisiones de política energética no reflejan un compromiso real con la reducción de costos, o implementar un cambio radical en la estrategia, enfocándose en la gestión de los recursos energéticos que priorice la eficiencia, la transparencia y la equidad.

Hasta ahora, las acciones tomadas sugieren que se ha optado por la primera opción.

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Proyecto Fénix: TotalEnergies comienza a producir el primer yacimiento de gas

A la altura de Río Grande, Tierra del Fuego, y a 60 kilómetros de la costa, en pleno mar austral, se encuentra la plataforma del Proyecto Fénix, que en los próximos días pondrá en marcha uno de los tres pozos de gas natural con los que se buscará consolidar el autoabastecimiento del país.

Los especialistas sostienen que que la puesta en marcha de este yacimiento offshore será el primer hito de una zona que puede aportar 10 millones de metros cúbicos por día de gas de la Cuenca Austral Marítima, lo que equivale al 8% de la producción argentina, y en comparación, es el potencial capaz de sustituir importaciones de 15 buques de Gas Natural Licuado (GNL) durante el invierno, en un país con problemas crónicos de falta de dólares.

Las inversiones, estimadas en 700 millones de dólares es anterior al RIGI. La Cuenca Austral empezó a ser desarrollada en 2022, cuando las tres empresas encararon la inversión para que Fénix ya sea casi una realidad. TotalEnergies, de capitales franceses pero con 45 años de permanencia en el país y futura operadora, y la estadounidense Wintershall pusieron el 75% del total desembolsado,  mientras que el restante 25% corrió por cuenta de la argentina Pan American Energy (PAE).

La plataforma es la sexta en el Mar Austral. “Somos el principal operador privado de gas natural de la Argentina, con el 25% del total. Con la puesta en marcha de Fénix concentraremos el 33%, es decir, que de cada 10 milaneses que se cocinan en un hogar, tres se hacen con nuestro gas”, explicó uno de los operarios de Total.

El gas será transportado por un gasoducto submarino de 36,5 kilómetros que conecta Fénix con Vega Pléyade, otra plataforma offshore operada por Total, y desde ahí será enviado a la planta de tratamiento fueguina de Río Cullen por la continuidad del ducto con una extensión de otros 70 kilómetros.

Allí se separarán los líquidos, y el gas será enviado al Gasoducto San Martín para cruzar el Estrecho de Magallanes y viajar 2.000 kilómetros hasta Bahía Blanca.

En el proyecto habrá tres perforaciones más, uno de ellos como reemplazo ante una eventual contingencia, y los tres pozos deberán ingresas en funcionamiento para antes de fin de año. Las estimaciones marcan que esa inversión de USD 700 millones podrán recuperarla en cuatro años, para luego comenzar a ver las ganancias.

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Santa Cruz: Petroleros iniciaron paro general y concentran en Caleta

El Sindicato Petrolero, Gas y Energías Renovables de Santa Cruz (SIPGER) lleva adelante desde este martes a la noche un paro general en respuesta a la situación crítica que atraviesa la industria debido al retiro de YPF de los yacimientos de Santa Cruz y la falta de inversión por parte de las operadoras.

La medida de fuerza comenzó a las 20 de este martes y afecta a todos los yacimientos de Santa Cruz. Fue confirmada por el secretario general del Sindicato Petrolero, Gas y Energías Renovables de Santa Cruz (SIPGER), Rafael Güenchenén, y se fundamenta en la crisis de la industria de los hidrocarburos por la ausencia de inversiones de las operadoras, apuntándose de manera particular a YPF.

A través de un comunicado de prensa emitido minutos antes de iniciarse el paro, el gremio hizo saber que “esta acción se enmarca en una serie de medidas de protesta contra la reducción de la producción, la falta de inversiones y los problemas ambientales derivados de la retirada de YPF de la provincia”.

En consonancia con estas acciones –agrega-, este miércoles se llevará a cabo una movilización y asamblea general a partir de las 11 en la plazoleta del Gorosito de Caleta Olivia bajo el lema: ‘Contra el vaciamiento, la desinversión y el desastre ambiental provocado por YPF en Santa Cruz’.

Asimismo, confirmó que este evento contará con la presencia del gobernador Claudio Vidal, quien junto al secretario general del SIPGER serán los principales oradores.

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Harbour Energy toma posesión de los activos energéticos de Wintershall Dea en Argentina

Wintershall Dea anunció este martes que transfirió sus operaciones de gas y petróleo a Harbour Energy. Este anuncio incluye activos de producción y desarrollo, además de los derechos de exploración en Argentina -donde había actividad en Vaca Muerta y en el Proyecto Fénix offshore de Tierra del Fuego- así como también en NoruegaAlemaniaMéxicoArgeliaLibiaEgipto Dinamarca.

En diciembre del año pasado, Harbour Energy firmó un acuerdo con BASF LetterOne, los accionistas de Wintershall Dea, para fusionar las dos empresas. Tras recibir las aprobaciones regulatorias necesarias, la transacción de los aproximadamente u$s11.000 millones fue completada.

Luego del cierre en dicha transacción, Stefan Schnell y Larissa Janz asumirán la dirección de la empresa como presidente del consejo de administración y Vicepresidenta del Consejo de Administración, respectivamente. Schnell había ocupado el cargo de vicepresidente sénior de gestión de informes y rendimiento del grupo en BASF SE, mientras que Lanz fue vicepresidenta de proyectos especiales en Wintershall Dea.

Estas nuevas designaciones vienen de la mano con otros mandatos que llegaron a su fin: el director general Mario Mehren, la directora de operaciones Dawn Summers y el director financiero Paul Smith, anunciaron su salida de Wintershall Dea.

Por su parte, Schnell declaró: “Agradezco a la junta directiva saliente y a todo el equipo de Wintershall Dea su trabajo profesional a pesar de los importantes desafíos de los últimos nueve meses. Ahora nos estamos concentrando en desinvertir los activos restantes y brindar servicios a Harbour Energy en los próximos meses. También nos estamos preparando para cerrar nuestra sede. Mientras hacemos esto, continuaremos trabajando como siempre lo ha hecho Wintershall Dea: con responsabilidad y profesionalismo”.

Unos 800 empleados se verán afectados por el cierre de las oficinas centrales de Wintershall Dea en Kassel y Hamburgo. En junio de 2024, la empresa y los representantes de los trabajadores concluyeron negociaciones sobre una conciliación de intereses y un plan social integral para los empleados.

Las operaciones de Wintershall Dea en Argentina

A principios de 2023 la empresa alemana anunció más perforaciones en Vaca Muerta, la construcción de infraestructura para el plan offshore Fénix en Tierra del Fuego y un análisis del potencial local de Hidrógeno y la captura de CO2. El monto total a desembolsar en estas operaciones llegaba a los u$s480 millones.

Wintershall Dea mantiene activa a través de terceros una producción convencional de gas natural y petróleo crudo en Neuquén desde hace 25 años. Tiene una participación del 27,3% en el yacimiento convencional del bloque Aguada Pichana Este, junto a TotalEnergies 27,3%, YPF 27,3% y PAE 18,1%, y posee en el mismo bloque el 22,5% de las participaciones de shale gas en Vaca Muerta, junto a los mismos operadores: TotalEnergies 41%, YPF 22,5% y PAE 14%.

Pero además, son socios con las mismas empresas con un 24,7% en el bloque San Roque, el cual tiene una extensión de más de 1.040 km² y se ubica al noreste de Aguada Pichana.

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Milei buscaría modificar la traza del gasoducto de Vaca Muerta para que no pase por Buenos Aires

La Política Online (LPO) reveló que el presidente Javier Milei habría propuesto un cambio en la traza del gasoducto de Vaca Muerta, que originalmente debía conectar Salliqueló en Buenos Aires con San Jerónimo en Santa Fe. La nueva propuesta de la administración es redirigir el tramo desde La Pampa hasta Córdoba. Esta modificación representa un nuevo golpe financiero para la provincia de Buenos Aires y refleja las tensiones políticas entre Milei y el gobernador Axel Kicillof.

La primera etapa del gasoducto, conocido como el Gasoducto Néstor Kirchner, que transporta gas desde Tratayen en Neuquén hasta Salliqueló, fue crucial para la recuperación del autoabastecimiento energético en Argentina y para el crecimiento en la exportación de hidrocarburos. La segunda etapa del proyecto tenía como objetivo conectar Salliqueló con San Jerónimo, un punto nodal en el sistema de gasoductos del país.

Según un documento de Enarsa, la nueva propuesta de traza busca reducir costos y mejorar la eficiencia. Sin embargo, la modificación ha sido interpretada por algunos como un acto de retaliación política contra Kicillof, especialmente después de la reciente mudanza de la planta de GNL de Petronas de Bahía Blanca a Río Negro, otro punto de conflicto entre el gobierno nacional y la provincia.

El documento oficial de Enarsa menciona preocupaciones ambientales en la provincia de Buenos Aires, incluyendo la vegetación arbustiva y las áreas de descanso para la fauna local. Sin embargo, ex funcionarios de Enarsa consideran que estos argumentos son insuficientes, ya que los estudios de impacto ambiental y social ya se habían completado y las expropiaciones necesarias estaban firmadas.

Para los expertos del sector, la modificación de la traza parece más un castigo político hacia la administración provincial que una necesidad técnica. Los beneficios de que el gasoducto pase por una provincia incluyen regalías, desarrollo industrial y generación de empleo, por lo que este cambio podría tener implicaciones económicas significativas para Buenos Aires.

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Pampa Energía comprará el 41,5% de sus bonos en circulación para reducir su deuda

Mediante un comunicado a la Comisión Nacional de Valores (CNV), Pampa Energía anunció días atrás que compró el 41,5% de sus bonos en circulación que tenían una tasa de interés del 9.125% con vencimiento en 2026, por un monto total de 150,2 millones de dólares.

Este monto representa el 41,53% de los bonos en circulación. La oferta de adquisición se realizó en efectivo y venció el 24 de agosto de 2023.

La compañía pagará 1.010 dólares por cada 1.000 dólares de valor nominal de los bonos, más los intereses acumulados hasta la fecha de liquidación, que está programada para el 29 de agosto de 2023.

“Pampa aceptó comprar todos los bonos válidamente ofertados y no retirados antes de la fecha de expiración. El precio de compra por cada $1,000 de monto principal de los bonos es de $1,010. Pampa también pagará los intereses acumulados y no pagados sobre los bonos desde la última fecha de pago de intereses hasta, pero sin incluir, la fecha de liquidación de la oferta de adquisición, que se espera sea el 29 de agosto de 2023. Todos los Bonos adquiridos por Pampa en la Oferta de Adquisición serán cancelados”, se indicó en el comunicado.

Además, la firma anunció su intención de redimir todos los bonos que no fueron vendidos en la oferta de adquisición. Esta redención está prevista para el 25 de septiembre de 2023, lo que resultará en la cancelación total de los bonos restantes.

Con esta estrategia, Pampa Energía busca reducir significativamente su carga financiera, consolidando su posición dentro del mercado energético argentino.

“Pampa ha encargado a BofA Securities, Inc. como agente gestor de la oferta para la Oferta de Adquisición. Global Bondholder Services Corporation ha sido nombrado como agente de información y agente depositario para la oferta de adquisición”, detalla el documento enviado a la CNV.

La operación es vista como una estrategia de Pampa Energía para disminuir su deuda y liberar recursos financieros que puedan ser destinados a otras áreas de inversión. La compañía ha señalado que, tras la redención de los bonos restantes, no quedará ningún bono en circulación, eliminando así compromisos financieros futuros relacionados con esta emisión.

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Bolivia, entre los países con precios más bajos de combustible en Sudamérica

En el contexto regional sudamericano, Bolivia emerge como un país con los precios más bajos en combustibles como la gasolina y el diésel, informó el Ministerio de Hidrocarburos y Energías. Con la gasolina a 0,54 dólares por litro y el diésel a 0,53 dólares, Bolivia se posiciona como uno de los más accesibles en términos de costos energéticos.

Sin embargo, esta política de precios subvencionados, impulsada por el Estado, generó tanto beneficios, al contener la inflación, como complicaciones, al ocasionar un gasto millonario anual a la Nación. Rocío Molina, asesora del referido ministerio, destacó a los periodistas que esta situación se debe a la subvención estatal que mantiene estos costos por debajo de los observados en otros países de la región.

La comparativa revela que el precio por litro de gasolina en Bolivia se sitúa en dólares 0,54 (equivalente a 3,74 bolivianos), mientras que en países vecinos como Paraguay, Brasil, la Argentina, Perú y Chile, los precios oscilan entre 0, 91 y 1,40 dólares por litro. En el caso del diésel, Bolivia también muestra precios competitivos, con 0,53 dólares por litro, en contraste con los 1.017 a 1,29 dólares observados en Uruguay, la Argentina, Chile y Brasil.

Sin embargo, Molina lamentó el impacto negativo del contrabando de combustibles, facilitado por los precios subsidiados. “Mientras tengamos un precio de gasolina subvencionado, el contrabando es prácticamente incontenible, desangrando millones de bolivianos que podrían destinarse a necesidades vitales como educación y salud”, explicó.

Según datos oficiales, Bolivia importa aproximadamente el 50 por ciento de la gasolina y el 85 por ciento del diésel que consume, lo que representa una carga significativa para las arcas del Estado.

Este panorama suscitó un debate nacional, especialmente después de que el presidente Luis Arce propuso un referéndum para determinar el futuro de los subsidios a los hidrocarburos.

La propuesta de Arce refleja la necesidad de evaluar el impacto económico y social de mantener los subsidios, así como la viabilidad de políticas alternativas que puedan equilibrar la economía nacional sin afectar el bolsillo de los ciudadanos, informó la agencia de noticias Xinhua.

El ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina, indicó el miércoles que la subvención a los hidrocarburos pasó de 200 millones de dólares, en 2008, a casi 2.000 millones de dólares en 2023 y este año se proyecta monto similar. Así, defendió la propuesta del presidente Luis Arce de llevar a un referéndum la decisión de mantener o no esta subvención. Molina reveló que esta “subvención generó durante todo este tiempo también problemas en la demanda” y que parte del combustible está orientada al contrabando a otros países donde el precio es más alto. 

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Luz y gas: vence este miércoles el plazo para registrarse en el RASE y no perder el subsidio

Las personas que accedieron de forma automática a los subsidios a la electricidad y el gas y quieren mantener ese beneficio, deberán inscribirse en Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) -si no lo hubiesen hecho con anterioridad- antes de este miércoles 4 de septiembre. Sino, empezarán a pagar más cara la energía a partir del mes que viene.

Se estima que son alrededor de 1,7 millones de usuarios que deben hacerlo y para ello ingresar a la página web www.argentina.gob.ar/subsidios y seguir los pasos necesarios para completar los formularios. Si bien la primera fecha era en agosto, el Gobierno extendió un mes más la posibilidad para que los usuarios que reciben la tarifa social y nunca se inscribieron en el RASE se puedan anotar en el registro y así obtener el nivel de subsidio que les corresponda.

Si bien el RASE continuará abierto indefinidamente, quienes no completaron el registro antes de este miércoles perderán la bonificación en su factura y esa fecha no tendrá una nueva prórroga. Si no se inscriben voluntariamente, el Estado considera que no lo necesitan. Pero no es necesario que los hogares que ya hicieron el empadronamiento se vuelvan a anotar, a menos que quieran actualizar sus datos.

La gestión de Alberto Fernández puso en marcha en 2022 la segmentación tarifaria por la que todos los usuarios debían anotarse en el RASE o perderían el subsidio. Allí se dividió a los hogares en altos ingresos (Nivel 1), Ingresos bajos (Nivel 2) e Ingresos Medios (Nivel 3). Los últimos datos oficiales arrojan que los N1 son 5,3 millones, los N2 son 8 millones y los N3 son 2,7 millones.

Aunque se trata de una medida del Gobierno de Alberto Fernández, la administración de Javier Milei sigue con este sistema, pero con el objetivo de que se trate de un programa de “transición” con fecha de caducidad el 30 de noviembre de este año, con posibilidad de seis meses de prórroga.

¿Quiénes pueden acceder al subsidio?

La solicitud debe ser completada por todos los hogares que nunca se hayan inscrito y quieran acceder al beneficio. Una vez inscritos, podrán acceder siempre y cuando reúnan las condiciones socioeconómicas para tenerlo. Tienen que ser hogares que cumplan con los siguientes requisitos:

– Perciban ingresos totales de bolsillo menores de 3,5 canastas básicas totales de hogar tipo 2 (que en junio último equivalían a $ 3.056.091, según el INDEC) o menores de 3,5 canastas básicas totales tipo 2 más el 22% ($ 3.728.431) para los hogares de la Patagonia.

– No cuenten con 3 o más inmuebles propios.

– No tengan 3 o más vehículos con una antigüedad menor a 5 años.

– No tengan una aeronave o embarcación de lujo.

– No sean titulares de activos societarios que demuestren capacidad económica plena

Cómo anotarse para recibir el subsidio

Cualquier persona que sea usuaria residencial mayor de 18 años puede acceder al beneficio, siempre y cuando no sea catalogado como nivel 1. 

Para acceder al subsidio, todo usuario (siempre y cuando no sea N1) debe completar un formulario de inscripción, o bien hacerlo a través de un centro de atención telefónica llamando al 0800-222-7376. También se puede acudir en forma presencial a la prestadora o a los entes reguladores. Tras ingresar a la web:

Hacer click en el botón “Inscribirse al RASE”.

Aceptar que los datos que se cargan en el sistema tienen carácter de declaración jurada.

Cargar los datos personales, laborales y económicos. Al finalizar, presionar “Siguiente”.

Ingresar los datos de los servicios como figuran en la factura (solo números, sin guiones, barras y/o letras). Se deben incluir los datos del servicio para el que se está solicitando el subsidio.

Detallar cómo está compuesto el hogar. Si el solicitante vive solo, solo debe marcar esa opción y cargar la cantidad de inmuebles que tiene. En tanto, quien viva con otras personas en un mismo domicilio debe ingresar los datos de los convivientes y sus ingresos, además de la cantidad de inmuebles que posee el grupo familiar.

Al finalizar, la persona inscripta recibirá un mail confirmando su solicitud y con un número de trámite. Para poder realizar cualquier modificación es necesario contar con esos dígitos, la dirección de mail que con el que se registró la inscripción y el DNI.

Qué datos que se solicitan para completar el formulario RASE

El número de medidor y el número de Cliente/Servicio/Cuenta/Contrato o NIS que están en la factura de energía eléctrica y gas natural por red.

El último ejemplar del DNI.

El número de CUIL de cada integrante del hogar mayor de 18 años.

Los ingresos de bolsillo de cada integrante del hogar mayor de 18 años.

Una dirección de correo electrónico. 

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Empleo: Los petroleros firmaron un histórico acuerdo salarial y destraban el conflicto en Vaca Muerta

Después una conciliación obligatoria, se llegó a un entendimiento que fija, según las partes «resuelve un reclamo de más de 10 años» sobre los topes a las horas extra. Cómo quedan fijados en el acta acuerdo El sindicato que agrupa al personal jerárquico de la industria petrolera y las cámaras empresarias del sector alcanzaron un acuerdo paritario que -según afirman ambas partes- resuelve un reclamo histórico vinculado a los topes en el pago de horas extra. Hace casi dos semanas, la Secretaría de Trabajo de la Nación había dictado la conciliación obligatoria por un conflicto que amenazaba con paralizar la […]

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Legales: Caputo creó un Comité Evaluador del RIGI para supervisar proyectos de inversión

Además, Daniel González, ex CEO de YPF, fue designado para liderar la Unidad de Coordinación del régimen. El Gobierno Nacional, a través del ministro de Economía Luis Caputo, anunció la creación del Comité Evaluador de Proyectos. Esta medida se toma una semana después de la reglamentación del Régimen de Incentivo de las Grandes Inversiones (RIG), según el decreto 814/2024 publicado en el Boletín Oficial. El Boletín Oficial explica que el Comité Evaluador «tendrá a cargo la evaluación final de las solicitudes de adhesión al RIGI y los planes de inversión presentados por los Vehículos de Proyecto Único (VPU)». Estos vehículos, […]

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Empresas: Foco en Vaca Muerta, la acción de Vista creció más de 460% y ya vale US$ 5.000 millones

El presidente y CEO de Vista, Miguel Galuccio celebró hoy los cinco años de la empresa e inició las operaciones del mercado en Estados Unidos. El presidente y CEO de Vista, Miguel Galuccio inició hoy las operaciones del mercado en Estados Unidos con el emblemático toque de campana para celebrar los cinco años de la compañía. La acción del segundo productor de Vaca Muerta aumentó más de 460%, tocó máximos históricos, con US$ 52 al cierre del 2 de septiembre, y la empresa ya vale US$ 5.000 millones. Galuccio abrió el mercado en celebración del quinto aniversario de la compañía […]

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Minería: YPF planea desprenderse de su negocio de litio para enfocarse en Vaca Muerta

YPF está evaluando la posibilidad de vender su unidad de litio, YPF Litio, como parte de una estrategia de desinversión destinada a fortalecer sus inversiones en los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta. Esta decisión, que se está considerando bajo la dirección actual de Horacio Marín, se enmarca en un proceso más amplio de revisión de activos que no se alinean con el enfoque principal de la compañía en la perforación de petróleo y gas. La venta de YPF Litio se produciría apenas tres años después de su establecimiento. En este tiempo, YPF Litio ha estado trabajando en la exploración […]

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Vaca Muerta: YPF inicia un nuevo período exploratorio de 4 años en el sector mendocino

En un paso clave para la exploración de recursos no convencionales, la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente autorizó a YPF a iniciar el segundo período exploratorio en el área CN VII A. “El avance de YPF comprometiendo más inversiones es una excelente señal en ese sendero que también anima a otras empresas a explorar nuestros recursos”, resaltó la ministra Latorre. Luego de dar a conocer resultados auspiciosos de sus exploraciones en Paso Bardas Norte y CN-VII, con más de 17 millones de dólares invertidos en Malargüe, YPF solicitó el permiso formal para pasar al segundo período […]

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Gas: El nuevo proyecto de la Y para la segunda etapa del gasoducto Vaca Muerta

El Gobierno está evaluando un cambio significativo en la traza de la segunda etapa del Gasoducto Néstor Kirchner, originalmente planificado para conectar Salliqueló (Buenos Aires) con San Jerónimo (Santa Fe). La nueva propuesta, que aún no ha sido confirmada oficialmente, sugiere reemplazar esta ruta por una que conecte Chacharramendi (La Pampa) con La Carlota (Córdoba), formando una Y que los técnicos consideran superior en términos de eficiencia y beneficios para el sistema de transporte de gas. Este cambio no sólo reduciría los costos de inversión, sino que también facilita la construcción y optimizaría el uso de la infraestructura existente, como […]

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Empresas: Harbour toma posesión de los activos energéticos de Wintershall Dea en Argentina

La empresa británica oficializó el anunció este martes. En Argentina, contaban con actividad en Vaca Muerta y el proyecto Fénix offshore de Tierra del Fuego. Wintershall Dea anunció este martes que transfirió sus operaciones de gas y petróleo a Harbour Energy. Este anuncio incluye activos de producción y desarrollo, además de los derechos de exploración en Argentina -donde había actividad en Vaca Muerta y en el Proyecto Fénix offshore de Tierra del Fuego- así como también en Noruega, Alemania, México, Argelia, Libia, Egipto y Dinamarca. En diciembre del año pasado, Harbour Energy firmó un acuerdo con BASF y LetterOne, los […]

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Energía: El Gobierno de Entre Ríos proyecta nuevas inversiones energéticas en Santa Ana

El gobernador Rogelio Frigerio se reunió con el intendente de Santa Ana, Rogelio Zanandrea y representantes de la Cooperativa Eléctrica para proyectar nuevas inversiones energéticas teniendo en cuenta el desarrollo productivo y turístico de la zona. Tras el encuentro que se desarrolló este lunes en la municipalidad, el intendente Zanandrea, precisó que le plantearon al gobernador la necesidad de hacer inversiones en materia energética ante el gran crecimiento que hay en la zona, tanto a nivel productivo como turístico, «ya que el corazón citrícola de la provincia está en la zona de Chajarí, Villa del Rosario y Santa Ana, y […]

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Día de la Petroquímica: “Agregando valor a los recursos argentinos”

Con motivo de la celebración por el “Día de la Petroquímica”, la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) y el Instituto Petroquímico Argentino (IPA) llevaron adelante un encuentro junto a los principales referentes del sector, en el Salón Grand Bourg del Libertador Hotel de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Allí, diferentes paneles y expositores abordaron los temas que hoy son fundamentales para la industria petroquímica. La bienvenida a la celebración fue dada por Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), quien agradeció la participación de los representantes gubernamentales, de […]

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Minería: Milicic dio inicio a la Fase 4A de Cerro Negro

La empresa de construcciones y servicios comenzó los trabajos de recrecimiento de nivel de almacenamiento del dique de relaves en la Mina Cerro Negro, ubicada en Provincia de Santa Cruz. Milicic arrancó los trabajos para la empresa Oroplata S.A. (Newmont Gold Corp). El proyecto se basa en la ejecución parcial de la Fase 4A del recrecimiento de nivel de almacenamiento del dique de colas o relaves hasta el nivel 788 msnm, aumentando así la capacidad de almacenamiento. La mina Cerro Negro se encuentra a 65 km de la localidad de Perito Moreno (200 km por caminos), a una altitud de […]

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Abierta la inscripción: Latam Future Energy Virtual Summit llega para catalizar nuevas inversiones renovables

Llega una nueva edición del Latam Future Energy Virtual Summit, el evento más importante para el sector energético renovable en América Latina. Este encuentro, organizado por Future Energy Summit (FES), una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam, tiene como objetivo principal impulsar la transición hacia un futuro más sostenible, reuniendo a líderes de la industria para discutir las últimas tendencias y avances tecnológicos en la región.

El evento, programado para el 25 de septiembre, comenzará a las 7 am en México, 8 am en Colombia, 9 am República Dominicana, y 10 am en Chile. La inscripción ya está abierta, y aquellos interesados pueden registrarse de manera online y gratuita a través del siguiente enlace.

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Este formato virtual facilita la participación de un público amplio y diverso, ofreciendo un espacio único para el intercambio de ideas y el fomento de nuevas inversiones. Por lo que animamos a todos a inscribirse para formar parte.

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El Latam Future Energy Virtual Summit se desarrollará en torno a dos paneles de debate que abordarán temáticas de gran relevancia para la industria renovable:

Panel 1: Energía Solar en Latinoamérica: Nuevas tecnologías y oportunidades del sector

Panel 2: Tendencias en Energía Renovable: innovación y competitividad en Latinoamérica

Estos paneles se centrarán en las innovaciones tecnológicas que están impulsando destacadas empresas para el crecimiento de la energía renovable en la región. Entre las participantes, se incluyen Sungrow, Seraphim, JA Solar, Huawei Digital Power Colombia, Chint Colombia, Runergy, Risen y DIPREM.

La energía solar ha demostrado ser una de las opciones más competitivas y de rápida implementación en Latinoamérica, posicionándose como un pilar fundamental para la transición energética por lo que será la tecnología principal sobre la que se hablará. No obstante, se debatirá sobre las barreras que enfrentan otras alternativas de generación en la región, así como las señales que el sector público deberá enviar para catalizar el desarrollo de nuevos proyectos.

Ambos paneles serán moderados por periodistas especializados de Energía Estratégica, entre ellos Matías Medinilla, periodista del medio, y Guido Gubinelli, editor de la misma plataforma. Estos profesionales guiarán las discusiones, asegurando que se aborden los temas más relevantes y urgentes para la industria.

Entre los oradores confirmados se encuentran algunos de los principales referentes del sector renovable en América Latina. Victoria Sandoval, Business Developer de JA Solar; Luis David Arias Quintero, Solution Manager de Huawei Digital Power Colombia; Oscar Iván Urrea Riveros, Gerente de Chint Colombia; Omar Ávila, Sales Manager de Runergy; y Vandy Ferraz, LATAM Product Manager de Risen, son solo algunos de los expertos que compartirán sus conocimientos y experiencias. Además de presentar innovaciones de sus respectivas empresas, estos especialistas abordarán los retos y oportunidades actuales en los mercados energéticos de la región.

Con la participación de empresas líderes y expertos en el campo, se espera que este evento genere un diálogo fructífero que impulse la transición energética en la región.

La inscripción está abierta, y la participación es gratuita y accesible desde cualquier lugar. No pierdas la oportunidad de ser parte de esta discusión clave para el futuro energético de la región. Inscríbete ahora en el Latam Future Energy Virtual Summit.

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Por la mejora de la eficiencia operativa, se redujo el stock de pozos DUC’s en Vaca Muerta

La mejora de los estándares operativos en Vaca Muerta quedó reflejada durante julio en un indicador que suele pasar desapercibido en la agenda hidrocarburífera: la cantidad de pozos perforados, pero no completados — DUC’s, drilling but uncompleted– en el play no convencional de la cuenca Neuquina. Según informe elaborado por la consultora Tecnopatagonia, el stock de pozos DUC’s descendió desde más de 80 a principios de año a unos 45 en la actualidad. Aunque en sí mismo parece un dato técnico más de la industria, puesto en contexto la retracción de la cantidad de pozos perforados no completados está evidenciando un cambio interesante en la dinámica de la actividad en Vaca Muerta.

A lo largo de 2023 algunas petroleras dejaron de perforar nuevos pozos porque no podían fracturar los que ya habían perforados por falta de capacidad de completación (sets de fractura) y de evacuación y transporte de hidrocarburos (redes de oleoductos, almacenamiento y puntos de exportación). En los últimos meses, sin embargo, esa realidad parece haberse modificado porque las compañías de servicios especiales —Halliburton, Schlumberger, Clafrac, Weatherford y Tenaris, entre otras— sumaron capacidad de bombeo en las unidades de estimulación hidráulica. Prueba de eso es que la cantidad de etapas subió de un plateau de 1400 por mes a otro de 1700 en junio y julio, según los números relevados por Tecnopatagonia.

“Si bien es un hecho que en 2024 se sumaron algunos sets de fractura (existen 10 sets activos) y se estandarizó la estimulación de los pozos mediante técnicas como el dual-frac o el simil-frac, en la mejora de la eficiencia también incidió que varias de las compañías del segmento incorporaron bombas para operar cada set con una potencia de 60.000 caballos de fuerza hidráulica (HHP, hidraulic horse power) cuando el año pasado fracturaban con 40.000 HHP”, explicó Mariano de la Riestra, director de Patagonia.

Cuello de botella: perforación

Al mismo tiempo, la ampliación del sistema de evacuación de petróleo desde Neuquén hacia el Atlántico —se está transportando cada vez más crudo por camión hacia el puerto de Bahía Blanca— y también hacia el Pacífico a través de la optimización de Otasa —el oleoducto que conecta con Chile—, por lo que la producción de crudo desde Vaca Muerta crece mes a mes pese a que aún no ingresó en operación la expansión de la red de Oldelval, prevista para el último trimestre del año y la primera mitad de 2025.

Ambos fenómenos —el robustecimiento y la mejora de la eficiencia operativa en la instancia de completación de pozos y la ampliación de la capacidad de evacuación de crudo desde Neuquén— se combinaron para que el cuello de botella de la explotación de Vaca Muerta se empiece a trasladar hacia la cantidad de equipos de perforación activos en la cuenca Neuquina. Según el reporte de Tecnopatagonia, el stock de pozos DUC’s existentes se redujo hasta los 44 a fines de julio.  «En tiempos en que el stock era más elevado llegamos a tener más de 80 pozos, lo que facilitaba la la organización y planificación de las operaciones», explicó De la Riestra.

Costos ocultos

El modelo factoría que se utiliza en la explotación no convencional requiere que la capacidad de los equipos de perforación esté alienada con la de los sets de fractura. El riesgo de que la cantidad de pozos DUC’s siga cayendo es que atente contra la eficiencia de los sets de fractura, dado que lo ideal es que los equipos de completación puedan operar a full capacity para opetimizar su estructura de costos.

En julio se registraron 34 equipos de perforación operativos en Vaca Muerta. «Cuando una parte de la cadena se detiene por falta de pozos, equipos o cualquier otro motivo, esa ineficiencia repercute en todo el sistema», indicó el ejectuvo, antes de agregar: “Como ya se sabe que hacia fines de 2024 habrá 12 sets de fractura activos en Vaca Muerta, lo que se va a suceder, si no se suman nuevos rigs de perforación, es que bajará el ritmo de completación de cada uno de los sets”, explicó De la Riestra.

Según la proyección trazada por Tecnopatagonia, hacia finales del año, cuando se cristalice la operación en Vaca Muerta con 12 sets de fractura, podría superarse la cifra de 2000 etapas por mes. “Pero eso va a suceder si al mismo tiempo el parque de rigs de perforación acompaña la expansión de la capacidad de completación. En caso contrario, los sets de fractura empezarán a operar más despacio y la tendencia del factor de ocupación de los equipos de completación irá a la baja, generando un costo oculto en el costo total del pozo”, concluyó De la Riestra.

, Redaccion EconoJournal

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La CNE de Chile detalla el impacto en el suministro regulado si se aprueba que los PMGD abastezcan a las PyMES

La semana pasada, el Ministerio de Energía de Chile envió a la Cámara de Diputados el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio energético a 4,7 millones de usuarios que propone que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien las subvenciones de las cuentas eléctricas y también ayuden a la disminución de la tarifa de las pequeñas y medianas empresas. 

El primer punto será mediante un cargo transitorio a los retiros de energía del sistema, denominado “Cargo FET” (Fondo de Estabilización de Tarifas) para los años 2025 a 2027, por un monto de $1,8 kWh que se financia de la retención equivalente a las compensaciones por precio estabilizado que se pagan en conformidad al régimen transitorio del Decreto Supremo N°88/2019. 

Mientras que el apoyo a las PyMEs se daría a través de la habilitación de la inyección y retiros de energía en el mismo punto de conexión, para comercializarla con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona. Por lo que las distribuidoras podrán traspasar dicho precio a la bolsa de clientes conformada por las PyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. 

Y si bien el proyecto de ley aún debe tratarse en el Congreso, desde el sector energético surgieron inquietudes respecto a cómo afectaría esta última medida al suministro eléctrico y demanda de los clientes regulados, considerando los contratos ya adjudicados en años anteriores. 

Por lo que desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) se encargaron de despejar las dudas sobre el tema y vaticinaron que podría impactar inmediatamente, pero el efecto no sería demasiado en las licitaciones a futuro de mantenerse la iniciativa. 

“Hoy en día, los contratos firmados tendrán un porcentaje de suministro menor, en tanto que los costos y beneficios de ello serán evaluados en la discusión del proyecto de ley”, afirmó Danilo Zurita Oyarzún, jefe del Departamento Eléctrico de la CNE, durante la mesa técnica sobre tarifas eléctricas.

“Eso puede tener principales efectos en el corto plazo, porque a mediano plazo las necesidades de nuevos contratos se verán ajustadas a la demanda. No es que siempre se le quitará energía a los contratos suscritos, sino que a mediano plazo se licitará menos, por lo tanto se nivelará las cantidades contratadas conforme a la demanda”, complementó Martín Osorio, jefe del Departamento de Regulación Económica de la CNE. 

Y cabe recordar que La propuesta del Ejecutivo establece un techo anual de 500 GWh/año de la totalidad de inyecciones PMGD que podrían ser destinadas a ese mecanismo y su implementación será por medio de una bolsa de precio preferente, donde las PyMEs deberán postularse para acceder a este tipo de mercado. 

Pero a su vez, la propia Comisión Nacional de Energía ya determinó que para el próximo bienio no serían necesarias convocatorias de corto plazo, pero a partir del 2030 se precisará más generación eficiente, dado que a partir de la próxima década en adelante se estiman déficits energéticos que podrían alcanzar los 45488 GWh / año hacia el 2043 (ver nota). 

Por tal motivo es que las licitaciones deberán promover la participación de distintos medios y capacidad de generación, así como flexibilidad al sistema. Adicionalmente podrán contemplarse más mecanismos de evaluación de riesgo y eficiencia que enfrentan ofertas de nuevos proyectos con respecto de aquellos ya existentes. 

En consecuencia, podría más convocatorias como la Licitación de Suministro 2023/01 (destinada a abastecer el consumo de clientes regulados a partir del 2027 y 2028) donde Enel se consolidó como la gran ganadora al adjudicarse los 3600 GWh/año a un precio de USD 56,679 MWh.

Aunque a pesar de los resultados y de que se volvió a adjudicar toda la energía licitada, desde el sector remarcaron una serie de trasfondos que derivaron en la baja competitividad de players y ofertas de la convocatoria, por lo que dejaron la puerta abierta a cambios para el futuro, y ahora más aún si cambia la demanda. 

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Colombia alcanzó 1849 MW en proyectos renovables en pruebas y operación comercial

En un país como Colombia donde la matriz es principalmente hidroeléctrica, fenómenos climáticos como El Niño en periodos de estiaje hacen que se incremente la demanda de energía, complicando ampliamente el suministro eléctrico.

En este contexto de crisis climática, las inversiones fotovoltaicas en Colombia cobran protagonismo y se han puesto en el centro de la escena para hacer frente al déficit energético del país.

Este crecimiento de generación renovable se vio reflejado en la última actualización de la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) publicada el primero septiembre en base a los datos de XM, operador del Sistema Interconectado y el administrador del Mercado de Energía Mayorista de Colombia.

Según el reporte, actualmente existen en Colombia 1263,06 MW de proyectos renovables en operación comercial y 586,28 en periodo de pruebas, sumando una cartera de 1849,34 MW en total.

Estas cifras representan récord histórico de incremento de proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) tanto en fase de pruebas como en operación comercial con respecto a los meses anteriores.

En efecto, al comenzar el año solo 504,27 MW de proyectos estaban en operación y 1283,06 MW en pruebas. Esto también demuestra avances en la habilitación de permisos por parte de las entidades regulatorias ya que en los últimos meses se permitieron destrabar muchos proyectos que estaban en stand by y hoy entregan energía limpia al sistema.

 

Últimos proyectos clave en entrar en operación

El récord registrado en septiembre se puede explicar con la reciente entrada de proyectos renovables grandes tales como  “El Paso”, “La Loma”, “Fundación”, Tepuy” y “La Unión”.

La planta La Loma, inaugurada en febrero por Enel Green Power, está ubicada en el municipio de El Paso en el Cesar, cuenta con 400.000 paneles distribuidos en 387 hectáreas y genera cerca de 420 GWh/año, energía capaz de abastecer las necesidades de alrededor de 600 mil personas, es decir, la población de una ciudad como Bucaramanga

Del mismo modo, comenzó a operar el Parque Solar Fundación (también de Enel) ubicado en el municipio de Pivijay en Magdalena.  Esta es una planta solar con una capacidad efectiva neta de 90 MWac, que le entregará a Colombia alrededor de 267 GWh/año.

Además, la compañía declaró el inicio de operación comercial de El Parque Solar El Paso a fines de marzo, aportando 67,92 MW de capacidad efectiva neta al sistema eléctrico del país, contribuyendo así con la diversificación y confiabilidad de la matriz energética.

Por su parte, Tepuy de EPM , ubicado en el municipio de La Dorada, departamento de Caldas, cuenta con cerca de 200 mil paneles solares bifaciales instalados sobre seguidores solares, distribuidos en 16 centros de transformación y agrupados en cinco circuitos. 

El parque generará en promedio 214,5 gigavatios/hora por año (GWh/año), los cuales se han venido inyectando bajo pruebas al Sistema Interconectado Nacional (SIN) desde febrero de este año, a través de la subestación Purnio de CHEC, filial del Grupo EPM, mediante una línea de 3.8 kilómetros de longitud.

A su vez, Solarpack que recientemente cambió su nombre por Zelestra, inauguró el mes pasado la planta solar fotovoltaica ‘La Unión’, con una instalación de 144 MW de potencia, ubicada en el municipio de Montería, Córdoba. Esta generará una cantidad de energía equivalente al consumo eléctrico anual de más de 132.000 hogares y evitará la emisión de más de 123.000 toneladas de dióxido de carbono a la atmósfera

 

 

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Proponen eliminar restricciones para proyectos de generación distribuida en Centroamérica

El avance de las energías renovables en Centroamérica enfrenta diversos desafíos, pero también se vislumbran oportunidades significativas para su expansión. Según Fernando Duque Cardoze, Managing Partner de Ducar Capital SAPI de CV, la generación distribuida es uno de los temas clave que podría abrir nuevas puertas para la penetración de energías limpias en la región.

En una entrevista con Energía Estratégica, Duque Cardoze se refirió a los pasos que considera necesarios para fomentar un entorno más propicio para las energías renovables. Uno de los principales que identifica el referente de Ducar Capital SAPI de CV es la necesidad de desregular la generación distribuida.

«La desregularización de generación distribuida es el tema en el cual yo vería que hay mayor oportunidad para energías renovables en Centroamérica», afirmó.

La propuesta de Duque se centra en eliminar las restricciones que impiden a las empresas o particulares implementar proyectos de generación distribuida de mayor capacidad para el autoconsumo, con venta o no de excedentes.

«Hoy en día, si tú quisieras hacer un proyecto de autoconsumo, de la capacidad que te permitan las losas de tus techos o tierras de tu propiedad o de tu empresa, no puedes, eso está limitado», explicó.

En su mayoría, los mercados de Centroamérica tienen como tope los 500 kW para autoconsumo, lo que, según Duque, al igual que ocurre en el vecino mercado de México, es insuficiente para maximizar el potencial de las energías renovables a nivel local y regional.

«Como mínimo debería ser de 1 MW. Y quizás a un poco más, 1.5 MW o 2 MW», sugirió. Esta ampliación permitiría a las empresas del sector instalar más energía renovable por proyecto y, por ende, contribuir de manera más significativa a la matriz energética regional.

Pensar la implementación de un mismo límite de autoconsumo a nivel regional no sería una tarea imposible desde la perspectiva del referente consultado.

«Lograr un acuerdo entre los ministerios o secretarías de energía que son las que tenemos en Centroamérica para trabajar en un documento en común que sea de base para que todos los países o todos tengamos la oportunidad es posible», planteó.

Y, aunque advirtió que algunos países, como Nicaragua, presentarían más obstáculos por condiciones actuales del gobierno, frente a otros como Panamá, Guatemala y El Salvador, que son vistos como más atractivos para la inversión en energía renovable, podrían existir acuerdos sobre generación distribuida nivel regional; en líneas generales, en el sector energético ya existen en el marco del Mercado Eléctrico Regional (MER).

«Ya tenemos un acuerdo centroamericano en el cual la energía puede ser producida en un país y vendida en otro», destacó Duque Cardoze, quien comentó que esta visión podría ser tomada para permitir desarrollar proyectos de autoconsumo de mayor envergadura; de manera que, en el corto plazo, las empresas instaladoras locales puedan tener una visión regional y, a largo plazo, los autogeneradores puedan vender excedentes a otras distribuidoras en la región.

Una armonización de política pública y desregularización de la generación distribuida a nivel centroamericano sería un paso importante por dar, de acuerdo con Fernando Duque Cardoze, Managing Partner de Ducar Capital SAPI de CV, para facilitar la expansión de proyectos de energía renovable en toda la región y fomentar además una mayor flexibilidad y eficiencia en la distribución de recursos en la red.

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Brasil lanzó su Política Nacional de Transición Energética para potenciar inversiones multimillonarias

El Poder Ejecutivo de Brasil lanzó la Política Nacional de Transición Energética (PNTE) para promover acciones que acarreen inversiones multimillonarias, mejorar la matriz energética y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

La política establece las directrices que guiarán la estrategia brasileña para la transición energética y generar oportunidades de empleo, cuidando el suministro la seguridad y la lucha contra las desigualdades sociales y regionales.

“Vamos a liderar el mundo en la nueva economía: la economía verde. Hay R$ 2.000.000.000.000 (alrededor de USD 360.000.000.000) en inversiones, hay 3.000.000 de puestos de trabajo para los brasileños. Es eólica, solar, hidráulica, biomasa, biodiésel, etanol, diésel verde, captura y almacenamiento de carbono, combustible de aviación sostenible, hidrógeno verde”, sostuvo Alexandre Silveira, ministro de Minas y Energía de Brasil. 

“Es el renacimiento de la industria brasileña sobre una base sostenible. Es agregar valor al producto brasileño producido con energías limpias y renovables, es una oportunidad para potenciar el uso de nuestro contenido local”, agregó. 

La PNTE se implementará a través de dos instrumentos centrales. El primer de ellos será el Foro Nacional de Transición Energética (FONTE), un espacio político-democrático de diálogo para desarrollar un proyecto de ley de transición energética y que brindará recomendaciones al Consejo Nacional de Política Energética (CNPE).

Mientras que el segundo mecanismo será el Plan Nacional de Transición Energética (PLANTE), que estará articulado con el Plan Clima, la Nueva Industria Brasil, el Pacto por la Transformación Ecológica y el Programa de Aceleración del Crecimiento (PAC). 

Y cabe recordar que el nuevo PAC destinará más de R$ 4.700.000.000 para el avance de 45 proyectos fotovoltaicos y 29 líneas de transmisión que sumarán 8955 kilómetros al sistema, siendo 15 internas propias del estado de Minas Gerais y otras 14 que también pasan por los estados de São Paulo, Río de Janeiro, Goiás y Bahía. 

El PLANTE tendrá un enfoque sectorial que abarque el ámbito industrial, transporte, electricidad, minerales críticos para la transición e hidrocarburos, como también un foco transversal dedicado a los marcos regulatorios, la equidad energética y la atracción de inversiones..

«Tenemos 27 GW en proyectos de hidrógeno registrados en el Ministerio de Minas y Energía a la espera de avances, que aportarán R$ 200.000.000.000 en inversiones. Con ello que estamos viabilizando y que no están en el PAC, aumentaremos aún más esa cifra y lo presentaremos a Brasil”, aseguró Silveira.

“Vamos a reestructurar el sector eléctrico del país, ya que en septiembre le entregaremos al presidente Luis Inácio Lula da Silva el proyecto de ley de transición energética para darle la etapa final, que luego resolveremos junto al Congreso”, añadió. 

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BloombergNEF: la electricidad limpia bate nuevos récords y las renovables van camino de otro año sólido

La transición global hacia la electricidad limpia ha alcanzado nuevos hitos importantes y se prevé que continúe al ritmo actual. Según un par de nuevos informes del proveedor de investigación BloombergNEF (BNEF), por primera vez en la historia, las fuentes de energía sin emisiones de carbono representaron más del 40% de la electricidad generada en el mundo en 2023.

La energía hidroeléctrica representó el 14,7%, mientras que la eólica y la solar contribuyeron casi lo mismo, con un 13,9%, un nuevo récord. La participación de la energía nuclear fue del 9,4%.

Estos hallazgos surgen de dos informes publicados hoy por BNEF: Power Transition Trends 2024 y 2H 2024 Renewable Energy Investment Tracker, que indican que el impulso hacia la energía limpia también se ha acelerado, y la energía eólica y solar representan casi el 91% de las nuevas incorporaciones netas de capacidad energética en 2023, frente al 83% del año anterior, mientras que los combustibles fósiles, incluidos el carbón y el gas, representaron solo el 6% de las nuevas construcciones netas, el nivel más bajo de la historia.

Además, la industria de las energías renovables parece estar lista para repetir una hazaña similar en 2024, ya que los proyectos de energía renovable aseguraron 313 mil millones de dólares de nuevas inversiones en el primer semestre del año, al mismo nivel que en el primer semestre de 2023.

A pesar de ver una disminución del 4% debido al abaratamiento de los equipos, China sigue dominando las nuevas inversiones en energías renovables. Estados Unidos fue el segundo mercado más grande en el primer semestre de 2024 y ha visto aumentar los niveles de inversión semestrales un 63% desde que se aprobó la Ley de Reducción de la Inflación. Pakistán se disparó hasta convertirse en el quinto mercado más grande para nuevas inversiones en energía solar, frente al 14.º lugar en el mismo período del año pasado.

Power Transition Trends es la revisión más completa del mundo de datos de capacidad y generación de energía de 140 mercados, junto con datos agregados del resto del mundo, que destaca las tendencias en la transición energética y el progreso que las naciones están logrando hacia la descarbonización de sus economías. El Renewable Energy Investment Tracker es el recuento bianual de BNEF de las nuevas inversiones en capacidad de energía renovable a nivel mundial y el capital obtenido por empresas especializadas.

“Hemos visto un cambio radical en la energía renovable en comparación con unos años antes. Ahora no hay duda de que esta es la mayor fuente de generación de energía nueva, dondequiera que vayamos”, dijo Sofia Maia, autora principal de Power Transition Trends 2024 .

Entre otros hallazgos destacados en Power Transition Trends , la capacidad total de generación de energía mundial alcanzó los 8,9 teravatios en 2023. La energía eólica por sí sola representa ahora 1 teravatio de capacidad instalada, un hito histórico. Sin embargo, el logro del sector eólico se ve eclipsado por el aumento de la implementación de energía solar, con una capacidad solar neta de 428 gigavatios agregada en 2023, un 76% más interanual, para llevar el parque solar global total instalado a 1,6 teravatios.

Diez economías representaron casi tres cuartas partes de la generación total de energía renovable en 2023. China continental superó por mucho a su siguiente competidor más cercano, como lo ha hecho durante una década, con casi un tercio de toda la producción mundial de energía renovable el año pasado. Estados Unidos, Brasil, Canadá y la India completaron los cinco primeros, que representaron el 60% de la generación renovable mundial el año pasado.

En cuanto a la inversión mundial en energía renovable en el primer semestre de 2024, el total de 313.000 millones de dólares es inferior a la inversión registrada en los seis meses anteriores, pero coincide con las cifras del primer semestre de 2023, lo que indica que el sector en su conjunto mantiene el impulso.

“Las grandes petroleras pueden estar reduciendo su enfoque en la energía renovable, pero esto no ha hecho mella en la inversión global”, dijo Meredith Annex, autor principal de Renewable Energy Investment Tracker . “Está claro que si hay proyectos listos y capaces de avanzar, el capital llegará. El enfoque debería estar en simplificar el desarrollo de la energía eólica y solar en todo el mundo”.

La investigación de BNEF muestra que la energía solar y eólica están teniendo un desempeño diferente en lo que va de 2024. La inversión solar en el primer semestre de 2024 se mantuvo al alza interanual, alcanzando los 221 mil millones de dólares para activos a escala de servicios públicos y de pequeña escala. Sin embargo, la tasa de crecimiento muestra signos de desaceleración, ya que los módulos más baratos significan que la misma cantidad de capacidad requiere menos inversión y los cuellos de botella de la red comienzan a afianzarse en algunos mercados.

La inversión en energía eólica en el primer semestre de 2024 alcanzó los 90.700 millones de dólares, un 11% menos que en el mismo periodo del año pasado. La energía eólica marina, donde las inversiones están fuertemente impulsadas por los calendarios de subastas liderados por el gobierno, fue particularmente baja. Mientras tanto, la energía eólica terrestre enfrenta desafíos frecuentes en torno a los permisos y la interconexión a la red. Los proyectos eólicos siguen avanzando, pero la industria ha luchado por lograr el mismo cambio radical en la implementación que la energía solar.

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Se acerca una nueva jornada sobre energías renovables en Argentina en el Centro Comercial e Industrial de Rafaela y la Región

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

Es así que, el martes 1 de octubre de 10:00 a 17:00, en el SUM del Centro Comercial e Industrial de Rafaela y la Región (CCIR), tendrá lugar la jornada Energías renovables en Argentina: desafíos y oportunidades en el contexto de la transición energética global, una iniciativa del CCIRR que cuenta con la colaboración de Oscar Balestro, presidente de Emprendimientos Energéticos y Desarrollos SA (EEDSA); el auspicio de Menara y DEISA; y el apoyo del Gobierno de Santa Fe y la Municipalidad de Rafaela.

En este marco, referentes nacionales y provinciales debatirán sobre la importancia estratégica de fijar una hoja de ruta que brinde visibilidad de largo plazo y articule los esfuerzos para una transición energética exitosa.

Habrá presentaciones a cargo de Gabriela Guzzo, gerente comercial senior de Genneia; José Risso, director de Proyectos de DEISA; Martín Dapelo, presidente de ON Networking; Marcelo Álvarez, director de Coral Energía; Horacio Pinasco, presidente de Tecnored Energía; Juan Carlos Villalonga, presidente de Globe International; y Verónica Geese, secretaria de Energía del Gobierno de Santa Fe.

Mientras que Energía Estratégica, el portal de noticias sobre energías renovables, eficiencia energética y movilidad eléctrica más visitado y actualizado de Latinoamérica será media partner de la jornada.

Inscripciones

La actividad es abierta a todo público, y tiene un costo de $50.000. Los socios del CCIRR tienen un 15% de descuento sobre este valor.

Quienes deseen participar, deben completar el formulario de inscripción. Para realizar consultas adicionales, los interesados pueden enviar un mail a ivan.acosta@ccirr.org.ar.

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La Cámara de la Industria Química y Petroquímica y el Instituto Petroquímico Argentino llevaron adelante un encuentro junto a los principales referentes del sector

Con motivo de la celebración por el “Día de la Petroquímica”, la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) y el Instituto Petroquímico Argentino (IPA) llevaron adelante un encuentro junto a los principales referentes del sector, en el Salón Grand Bourg del Libertador Hotel de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Allí, diferentes paneles y expositores abordaron los diversos referidos al desarrollo de la industria.

La bienvenida a la celebración fue dada por Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), quien agradeció la participación de los representantes gubernamentales, de empresas y de las diversas entidades. En sus palabras destacó el 74º aniversario de la industria petroquímica y la importancia del sector en la economía de la Argentina, el cual representa hoy el 4,2% del PBI nacional y sus exportaciones anuales son aproximadamente un 19% de las ventas externas totales de manufacturas de origen industrial, sólo superado por el sector automotriz. La industria petroquímica argentina representa el 0,9% de la producción global y es la segunda en Sudamérica después de Brasil.

Durante el primer panel, Adrián Calcaneo, vicepresidente de energía y Feedstocks; y Pablo Giorgi, director ejecutivo del negocio de Olefinas de América del Norte, ambos integrantes de Chemical Market Analytics by Opis (Oil Price Information Service), compartieron su visión sobre el entorno petroquímico mundial y su efecto en América Latina, como así también el panorama global y regional del petróleo crudo y del gas natural.

Con respecto al gas señalaron que es una fuente de energía crucial para millones de hogares en América Latina, utilizado para cocinar, calentar, en la movilidad urbana y en la generación de energía. Por lo tanto, garantizar el suministro constante a precios accesibles es de suma importancia. A su vez, marcaron su perspectiva sobre el futuro de la industria petroquímica, sector vital para la Argentina.

Rodolfo Pérez Wertheim, de Meranol S.A.C.I. y actual vicepresidente de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), dialogó con el Dr. Julio Gabriel Cordero, secretario de Trabajo, Empleo y Seguridad Social de la Nación, que dada su experiencia y dedicación en derecho laboral brindó un panorama sobre el mercado del trabajo en el país y los desafíos para tener una industria competitiva

Cordero señaló que “es fundamental abrir nuevos espacios de diálogo entre empresarios, trabajadores y el Gobierno, y así poder explicar que el trabajo es un lugar de inserción humana y que permite al ser humano manifestar toda su dignidad, y no es un `cliché´, porque este mensaje es el que nos permite negociar distinto desde todos los lugares donde estemos, con trabajadores que se inserten al mundo del trabajo y se inserten de manera adecuada en empresas sostenibles”.

Bloques

Como parte del encuentro tuvo lugar una presentación de Horacio Daniel Marín, presidente y CEO de YPF, sobre la actualidad de la empresa, que luego cerró con un mano a mano junto a Matías Campodónico, presidente de Dow Argentina y región sur de América Latina y presidente de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®). 

Marín destacó que “YPF es argentinidad, tiene el 95 por ciento de imagen positiva en el país. Por esto, en Argentina tenemos que trabajar en la productividad, generando valor para ser más eficientes y reducir los costos. Mediante nuestro `Plan 4×4´, centrada en cuatro pilares, buscamos cuadruplicar el valor de YPF en cuatro años, aspirando a batir récords en la producción de petróleo y gas en la Argentina para transformarnos en una gran exportadora de hidrocarburos para el año 2030”.

A su vez, el ejecutivo de YPF asveró: “Vaca Muerta tiene un rol preponderante y un potencial de duplicar la cantidad de petróleo y gas actual. El proyecto para exportar gas natural se llama Argentina LNG, porque va a ser desarrollado por toda la industria, no sólo por nuestra empresa. El crecimiento que viene asociado a Vaca Muerta, promete un futuro brillante que no solo impulsará el desarrollo del petróleo y el gas, sino que también es un gran pilar para toda la industria química y petroquímica”.

La jornada

Durante la mañana y en el marco de la celebración del “Día de la Petroquímica”, se realizó la primera “Jornada de Vinculación Academia/Industria”. Este evento, impulsado conjuntamente por el IPA y la Planta Piloto de Ingeniería Química (PLAPIQUI, UNS-CONICET), se destacó por la presentación de experiencias exitosas de colaboración entre la academia y el sector empresarial petroquímico.

En esta primera jornada se presentaron los resultados de ocho proyectos colaborativos y cuyo principal reconocimiento, entregado durante el almuerzo, fue otorgado al proyecto desarrollado por la empresa PROFERTIL S.A. y el instituto de investigación PLAPIQUI.

El cierre del encuentro fue realizado por Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), y Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del Instituto Petroquímico Argentino (IPA), quienes destacaron la relevancia de esta fecha tan especial como un hito para continuar promoviendo la innovación y la sustentabilidad en la industria, así como de fomentar el diálogo y la colaboración entre los actores clave del sector. Con un firme compromiso hacia el futuro, enfatizaron que el crecimiento y la modernización de la petroquímica son fundamentales para el desarrollo económico y la creación de valor en Argentina.

A su vez, se destacó el apoyo de las empresas sponsors que brindaron un alto grado de responsabilidad con la temática del encuentro como lo fueron: Unipar, YPF Química, Profertil, MEGA, Dow, y PetroCuyo.

Día de la Petroquímica, un poco de historia en nuestro país

Desde el 26 de agosto de 1950 se celebra el Día de la Química y Petroquímica en la Argentina, fecha en que se inauguró la primera planta petroquímica de América Latina, en la localidad de Campana (Provincia de Buenos Aires) para la producción de tolueno sintético. Representando un hito importante para el desarrollo posterior de la industria petroquímica Argentina. Los productos químicos y petroquímicos son fundamentales en la actividad productiva y juegan un rol principal en la industria, dado esto, en la actualidad más del 96% de los productos que manipulamos cotidianamente tienen relación con el sector (96 de 100). 

Esta industria representa hoy el 4,2% del PBI nacional y sus exportaciones anuales son aproximadamente un 19% de las ventas externas totales de manufacturas de origen industrial. La industria petroquímica argentina representa el 0,9% de la producción global y es la segunda en Sudamérica después de Brasil. Internamente, al aumentar día tras día la producción de gas no-convencional y la capacidad de transporte a diferentes puntos del país, existe un excelente potencial para monetizar el gas natural y desarrollar la industria del litio y cobre, que le darán un salto cuántico importante a la producción local de químicos y petroquímicos.

En la economía real, la industria química y petroquímica del país está conformada por más de un 50% de Pymes y en su conjunto emplea a 70 mil empleos directos, y más de 280 mil empleos en forma indirecta. En Argentina, toda esta cadena de valor se desarrolla principalmente en 8 polos químicos y petroquímicos distribuidos de este a oeste del país, principalmente en la provincia de Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, Mendoza y Neuquén. Tiene un fuerte impacto en las economías regionales por su alto valor de multiplicación de empleo de calidad.

, Redaccion EconoJournal

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San Antonio nombró a Fernando Rearte como nuevo CEO

La empresa San Antonio, prestadora de servicios de perforación, completación y optimización de pozos de la Argentina, anunció la designación de Fernando Rearte como CEO de la compañía y la nueva posición de Edgardo Lorenzo como director del Comité Ejecutivo.

“Estos nombramientos marcan una nueva fase de desarrollo estratégico que, en el marco de nuestra trayectoria de más de 60 años en el sector de servicios petroleros, mantendrá nuestro compromiso con la Excelencia Operacional”, destacaron desde la empresa a través de un comunicado.

Trayectoria

Desde San Antonio, subrayaron que Rearte cuenta con experiencia en cargos relevantes en empresas de envergadura del sector energético argentino. “Su liderazgo y su conocimiento del sector serán fundamentales para guiar a San Antonio hacia nuevas oportunidades y desafíos de un entorno en constante evolución, manteniendo la Calidad, Seguridad y Eficiencia Operativa”, afirmaron.  

“Fernando Rearte se une a un equipo directivo comprometido que cuenta con amplia experiencia y conocimiento de San Antonio y tiene como norte el agregado de valor en la prestación de servicios de calidad, seguros y eficientes para la industria energética; y trabajarán en conjunto potenciando sus habilidades y generando nuevas oportunidades”, aseguraron desde la compañía.

Fernando Rearte

Edgardo Lorenzo, con más de 17 años de trayectoria en San Antonio, habiendo ejecutado diferentes roles entre los cuales se destacan la Dirección General de Operaciones y el de CEO durante los últimos cuatro años, pasó a asumir la posición de director del Comité Ejecutivo.

 «Con Fernando fortaleceremos nuestras capacidades para continuar prestando servicios de calidad. Su visión estratégica y su experiencia serán claves para seguir consolidando nuestra posición en el mercado del petróleo y del gas, desarrollar nuevas oportunidades y continuar ofreciendo los servicios de nuestras diferentes líneas, con eficiencia y con el compromiso de siempre. Estamos complacidos de dar la bienvenida a Fernando a San Antonio”, aseveró Lorenzo.

, Redaccion EconoJournal

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Wintershall Dea concretó la venta de sus activos a la británica Harbour Energy

La compañía alemana Wintershall Dea concretó la venta de todos sus activos de producción y exploración, excepto las relacionadas con Rusia, a la empresa británica Harbour Energy. En la operación se incluyen desarrollos de Wintershall Dea en Vaca Muerta y la participación en el proyecto offshore Fénix, ubicado frente a las costas de Tierra del Fuego.

El comunicado fue emitido desde la ciudad de Kassel, donde la compañía alemana tiene su sede, y remarca que “a partir del 3 de septiembre de 2024, el negocio de exploración y producción de Wintershall Dea, excluidas las actividades relacionadas con Rusia, se ha transferido a Harbour Energy. La transferencia incluye derechos de exploración en Noruega, Argentina, Alemania, México, Argelia, Libia (excluyendo Wintershall AG), Egipto y Dinamarca (excluyendo Ravn), así como las licencias de almacenamiento de carbono (CCS) de Wintershall Dea”.

En diciembre del año pasado, Harbour Energy había firmado un acuerdo con BASF y LetterOne, accionistas mayoritarios de Wintershall Dea, para comenzar la operación de venta de los activos por US$ 11.200 millones, tal como publicó EconoJournal.

En la Argentina, Wintershall Dea produce 66.700 barriles equivalentes de petróleo en Tierra del Fuego y Neuquén, donde opera las áreas de shale gas Aguada Pichana Este y San Roque.

El comunicado afirma que las principales tareas de la compañía alemana “incluirán la tramitación de las reclamaciones relacionadas con la expropiación de los activos rusos, la venta de los activos restantes, la reestructuración organizativa y, en última instancia, el cierre de las unidades de la sede central en Kassel y Hamburgo. Wintershall Dea también proporcionará servicios de transición a Harbour Energy durante un máximo de 12 meses”.

Tras el cierre de la operación, Stefan Schnell, hasta ahora vicepresidente senior de Informes y Gestión del Rendimiento del grupo en BASF SE, y Larissa Janz, hasta ahora vicepresidenta de proyectos especiales en Wintershall Dea, asumen la dirección de la empresa como presidente y vicepresidenta del consejo de administración, respectivamente. Al mismo tiempo, el director General, Mario Mehren, la directora de Operaciones, Dawn Summers, y el director financiero Paul Smith renunciaron a sus cargos en la compañía alemana.

, Redaccion EconoJournal

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Milicic inició obras de la Fase 4A en la mina Cerro Negro

La empresa de construcciones y servicios Milicic comenzó los trabajos de recrecimiento del nivel de almacenamiento del dique de relaves en la Mina Cerro Negro, ubicada en la Provincia de Santa Cruz.

Milicic arrancó los trabajos para la empresa Oroplata S.A. (Newmont Gold Corp). El proyecto se basa en la ejecución parcial de la Fase 4A del recrecimiento de nivel de almacenamiento del dique de colas o relaves hasta el nivel 788 msnm, aumentando así la capacidad de almacenamiento.

La mina Cerro Negro se encuentra a 65 km de la localidad de Perito Moreno (200 km por caminos), a una altitud de aproximadamente 780 metros sobre el nivel del mar.

Los principales trabajos consisten en excavaciones, movimientos de suelos y rellenos estructurales sobre los muros existentes Muro 2 y Muro 2 Este del dique de colas actual. Asimismo, se prevén tareas de remoción de cubierta vegetal, excavación común, producción de material en cantera, rellenos estructurales con grava patagónica, terminación de taludes, capas de rodamiento y bermas de seguridad.

También se contempla la instalación de instrumentación geotécnica, piezómetros, líneas de vida y defensas metálicas en los muros.

“Para hacer frente a este desafío, Milicic destinará un amplio plantel de mano de obra directa e indirecta altamente calificada, con picos de hasta 150 personas entre oficiales, ayudantes, maquinistas, choferes, capataces, jefes de obra, personal técnico y de apoyo. Se dispondrá de un importante parque de máquinas y equipos propios, que incluye camiones, cargadores, excavadoras, compactadores, topadoras, manipuladores telescópicos, grupos electrógenos, vehículos de transporte de personal y módulos para oficinas, talleres y obradores”, destacó Brenda Martin, jefa de Proyecto.

Una parte muy importante del proyecto consiste en la construcción de nuevos caminos de acceso, servicio y acarreo de materiales en sectores estratégicos como el Distrito Este de la mina. Estas obras incluyen la remoción de cubierta vegetal, excavaciones, rellenos estructurales compensados y con grava patagónica, bermas, capas de rodamiento, alcantarillas de conducción de aguas y canales. Además, se proveerán e instalarán todas las señalizaciones y cartelería de seguridad correspondientes.

“La magnitud de esta obra demandará un estricto control de calidad, seguridad y cuidado del medio ambiente, principios rectores de nuestra empresa. Es un orgullo para la empresa poner una vez más su profesionalismo, experiencia y capacidad al servicio de esta nueva y trascendente obra para la minería argentina en el yacimiento Cerro Negro de Newmont Goldcorp”, concluyó Brenda Martin.

Acerca de Milicic

Milicic es una empresa argentina de construcciones y servicios con 50 años de experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales sectores productivos en Argentina y la región. Con más de 2.000 empleados y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los desafíos más complejos en minería, oil & gas, energía e infraestructura.

Más información: www.milicic.com.ar

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Con una valuación bursátil que ya supera los US$ 5000 millones, Vista celebró cinco años en Wall Street

El presidente y CEO de Vista, Miguel Galuccio, inició este martes las operaciones del mercado en Estados Unidos con el emblemático toque de campana, al celebrar el quinto aniversario de la compañía cotizando en Wall Street. La acción del segundo productor de Vaca Muerta aumentó en ese lapso más de 460%, tocó máximos históricos, con US$ 52 al cierre de este lunes 2 de septiembre, y la empresa ya vale US$ 5.000 millones.

Vista fue pionera en abrir los mercados internacionales al crudo de Vaca Muerta y es líder en la exportación de petróleo liviano. En la actualidad la compañía fundada por Galuccio exporta más del 50% de su producción a destinos que incluyen Brasil, Chile y Estados Unidos.

Miguel Galuccio tocó la campana en Wall Street.

La empresa es uno de los operadores que más ha acelerado su actividad en la Cuenca Neuquina. En 2023 invirtió cerca de 800 millones de dólares en Vaca Muerta y para este año proyecta más de 1.000 millones de dólares. Durante el cuarto trimestre, incorporará a sus operaciones un tercer equipo de perforación y un segundo equipo de fractura con los que proyecta estar por delante de sus objetivos para el 2026.  

Metas

El objetivo de la empresa es exportar al menos el 60% de su producción para 2026. Si se toma en cuenta un precio promedio del Brent de 80 dólares por barril, estas exportaciones podrían generar más de 1.500 millones de dólares en divisas para Argentina.

En materia de producción, buscará alcanzar los 85.000 boe/d para el cuarto trimestre de 2024. A su vez, proyecta 100.000 boe/d en 2026 y su visión hacia 2030 es llegar a producir 150.000 boe/d para 2030.

Vista planea duplicar su EBITDA ajustado, fijando un objetivo de 1.100 millones de dólares para 2024 y 1.700 millones para 2026.

La compañía redujo sus emisiones en un 26% en términos absolutos entre 2020 y 2023, y en un 60% en términos de intensidad. Vista no solo está implementando tecnologías para descarbonizar sus operaciones, sino que también planea alcanzar un objetivo de intensidad de 7 kg CO2e por boe para 2026.

, Redaccion EconoJournal

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Milicic comenzó la Fase 4A de Cerro Negro

Milicic, la empresa de construcciones y servicios, dio inicio a los trabajos para la empresa Oroplata (Newmont Gold Corp) referidos a la ejecución parcial de la Fase 4A de la mina Cerro Negro.  Las tareas consisten en el recrecimiento de nivel de almacenamiento del dique de relaves hasta el nivel 788 metros sobre el nivel del mar (msnm). Los principales trabajos contemplan en excavaciones, movimientos de suelos y rellenos estructurales sobre los muros existentes Muro 2 y Muro 2 Este del dique de colas actual.

Asimismo, se prevén tareas de remoción de cubierta vegetal, excavación común, producción de material en cantera, rellenos estructurales con grava patagónica, terminación de taludes, capas de rodamiento y bermas de seguridad. También, se contempla la instalación de instrumentación geotécnica, piezómetros, líneas de vida y defensas metálicas en los muros.

“Para hacer frente a este desafío, Milicic destinará un amplio plantel de mano de obra directa e indirecta altamente calificada, con picos de hasta 150 personas entre oficiales, ayudantes, maquinistas, choferes, capataces, jefes de obra, personal técnico y de apoyo. Se dispondrá de un importante parque de máquinas de equipos propios, que incluye camiones, cargadores, excavadoras, compactadores, topadoras, manipuladores telescópicos, grupos electrógenos, vehículos de transporte de personal y módulos para oficinas, talleres y obradores”, destacó Brenda Martin, jefe de Proyecto.

El trabajo

Una parte muy importante del proyecto consiste en la construcción de nuevos caminos de acceso, servicio y acarreo de materiales en sectores estratégicos como el Distrito Este de la mina.

Estas obras incluyen la remoción de cubierta vegetal, excavaciones, rellenos estructurales compensados y con grava patagónica, bermas, capas de rodamiento, alcantarillas de conducción de aguas y canales. Además, se proveerán e instalarán todas las señalizaciones y cartelería de seguridad correspondientes.

 “La magnitud de esta obra demandará un estricto control de calidad, seguridad y cuidado del medio ambiente, principios rectores de nuestra empresa. Es un orgullo para la empresa poner una vez más su profesionalismo, experiencia y capacidad al servicio de esta nueva y trascendente obra para la minería argentina en el yacimiento Cerro Negro de Newmont Goldcorp”, concluyó Martin.

La mina

Cerro Negro está ubicada a 70 kilómetros de la ciudad de Perito Moreno, al noroeste de la provincia de Santa Cruz, en un área comprendida por 21.548 hectáreas, a una altitud de aproximadamente 780 metros sobre el nivel del mar. Es una explotación minera subterránea de vetas de cuarzo que contienen oro y plata.

Hasta el momento se identificaron cinco zonas mineralizadas: Eureka, Mariana Central, Mariana Norte, Bajo Negro, Silica Cap y San Marcos.

, Redaccion EconoJournal

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Pese a los aumentos, los hogares del AMBA continúan pagando una de las tarifas de luz en dólares más baratas de América del Sur

Pese a la suba de tarifas aplicada por el gobierno de Javier Milei durante el primer semestre, las tarifas eléctricas para los usuarios residenciales en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) continúan siendo una de las más bajas de América del Sur.

La factura con impuestos de un hogar que consume 100 KWh mensuales es de US$ 0,19 por KWh en promedio quedando por detrás de lo que se paga en Uruguay (US$ 0,37), Perú (US$ 0,23) y Brasil (US$ 0,24) y por delante de Chile (US$ 0,15), Colombia (US$ 0,15), Bolivia (US$ 0,11) y Paraguay (US$ 0,05). No obstante, en el AMBA las tarifas se ubican por debajo del promedio nacional.

Las tarifas del AMBA

Los usuarios residenciales de altos ingresos (Nivel 1) abonaron en junio US$ 0,13 por KWh promedio en AMBA, superando solo los hogares de Bolivia (US$ 0,11) y Paraguay (US$ 0,05), según detalla un informe elaborado por la Usina para el Desarrollo Energético Argentino (Udea) y la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera). Es importante aclarar que el trabajo no toma en cuenta cuánto representa ese gasto con respecto a los ingresos promedio de cada país y solo compara tarifas medidas en dólares.  

Los usuarios de ingresos medios (Nivel 3) pagaron en junio solo US$ 0,07 por KWh y los usuarios de ingresos bajos (Nivel 2) US$ 0,06, siendo superados por todos los hogares de la región, salvo los de Paraguay que abonan US$ 0,05 por KWh. Esta comparación evidencia el atraso que arrastraba la tarifa de luz en el AMBA, pues hasta junio los hogares N3 habían acumulado un incremento interanual de 745% y los N2 de 690%, según un informe de las consultoras Economía & Energía y PxQ.

Las tarifas del resto del país

Si la comparación se realiza con la factura promedio que se paga en el resto del país la brecha se reduce. Un N1 fuera del AMBA paga en promedio US$ 0,20 por KWh, superando no solo a Paraguay (US$ 0,05) y Bolivia (US$ 0,11) sino también a Colombia (US$ 0,15) y Chile (US$ 0,15).

Un N3 fuera del AMBA paga US$ 0,14 por lo que queda por detrás de todos los países menos de Bolivia (US$ 0,11) y Paraguay (US$ 0,05), mientras que para un N2 la situación es similar porque abona US$ 0,12 por KWh.

La diferencia entre las tarifas del AMBA y las del resto del país se explica por el mayor Valor Agregado de Distribución (VAD) que pagan los clientes provinciales, pues el valor mayorista de la energía es el mismo para todos los usuarios, aunque segmentando de acuerdo al poder adquisitivo.

, Redaccion EconoJournal

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Infraestructura: El Gobierno busca crear y poner en concesión una nueva empresa para financiar la construcción de gasoductos

Próximamente, nacerá Transportadora de Gas del Centro (TGC), que operará el gasoducto Néstor Kirchner y se encargará de conseguir el financiamiento para ampliar la capacidad de transporte de gas de Vaca Muerta al litoral. Durante 40 años, en la Argentina prácticamente no se construyeron obras de infraestructura de relevancia en el sector energético. Esto cambió completamente a partir de 2022, cuando el precio internacional de la energía se disparó por la invasión de Rusia a Ucrania, y aceleró un proceso que estaba pendiente: destrabar el cuello de botella de Vaca Muerta para que la producción de petróleo y gas crezca […]

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Empresas: Pampa Energía avanza con su parque eólico de u$s 500 millones

El grupo que lidera Marcelo Mindlin informó que recibió la habilitación comercial de otros cuatro aerogeneradores del proyecto, que será del mayor de sus proyectos eólicos. Cuánta potencia generará y cuándo entrará plenamente en funcionamiento. Pampa Energía, el grupo que lidera Marcelo Mindlin, avanza en la construcción de su nuevo parque eólico en Bahía Blanca, para el cual tiene prevista la entrada en operación de la primera etapa para fines de este año. La empresa informó este lunes al mercado, a través de un Hecho Relevante a la Comisión Nacional de Valores, sobre la habilitación comercial de cuatro aerogeneradores adicionales […]

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Gas: Las industrias de 7 provincias se podrán abastecer del gas de Vaca Muerta

Sin embargo, continúa 9,2% por debajo del séptimo mes del año pasado, si bien «comienzan a verse algunos signos de reactivación». La producción de acero crudo alcanzó las 313.900 toneladas, lo que representó un incremento del 14.2% en julio con respecto a junio, y una caída del 9.2% comparado con el mismo mes del año anterior. La Cámara Argentina del Acero informó además que la producción de laminados fue de 293.200 toneladas, un crecimiento del 25.3% respecto de junio último y una caída del 15.2% interanual. «Los valores intermensuales positivos de julio se deben, en parte, a la vuelta a […]

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Vaca Muerta: Río Negro continúa explorando su subsuelo en busca de hidrocarburos

El Gobierno de Río Negro lanzó hoy un llamado a licitación pública para la exploración de las áreas hidrocarburíferas Jagüel de los Milicos y Angostura. Un proceso que surge a partir del proyecto de iniciativa privada presentado por la empresa Pilgrim Energy S.A., que busca explorar y, potencialmente, explotar hidrocarburos en estos bloques ubicados en el norte rionegrino, cerca del límite interprovincial. La licitación fue comunicada a través del Decreto Provincial 127/24 que se publica hoy en el Boletín Oficial de Río Negro. Allí se declara de interés público el proyecto de la operadora, que actualmente no es titular de […]

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Minería: “El RIGI es fundamental para desbloquear el potencial de la Argentina y seguir adelante con el proyecto”

Se trata de un proyecto de cobre a cargo de First Quantum Minerals que se encuentra en etapa de factibilidad y que generaría exportaciones que podrían superar los US$ 2000 millones anuales. El gerente general del proyecto destacó el papel del RIGI para impulsar el proyecto en la provincia y aseveró que “Taca Taca está destinado a ser una piedra angular del desarrollo de cobre a largo plazo”. También, adelantó que se encuentran trabajando con el gobierno en el trazado ferroviario para poder llegar con el recurso a Chile. ¿Cuáles son las oportunidades que está explorando la minera? En los […]

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Minería: Las mejores 7 mineras de oro del 2024

El oro sigue siendo muy atractivo y recomendable para cualquier cartera de inversión. Además, las perspectivas de las empresas mineras son aún más positivas. El oro está teniendo un año excepcional, con una suba de más del 20%. Sin embargo, hay mineras que han superado con creces ese retorno. ¿Cuáles son? ¿Siguen siendo oportunidad? Es innegable la tendencia alcista del oro que, durante este año, ha superado su máximo histórico. Otra alternativa al oro es un ETF de empresas mineras, como GDX, que incluye a las principales compañías del sector:                     […]

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Gas: El gasoducto de Vaca Muerta rompe récord de transporte

El gasoducto Presidente Néstor Kirchner transportó 21,5 millones de metros cúbicos de gas por día, lo que permitió abastecer la demanda prioritaria que tuvo un alto consumo en esta época del año. Durante varios días, y de manera constante, el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) transporta 21,5 millones de metros cúbico por día de gas de Vaca Muerta, alcanzando un nuevo récord a partir de la puesta en funcionamiento y de los trabajos realizados en la Planta Compresora Tratayén, Neuquén, operativa desde julio. Con las permanentes pruebas realizadas en la PC Tratayén, la operación del gasoducto alcanzó los 90 bar. […]

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Vaca Muerta: En Río Negro las empresas de servicios buscan capitalizar el desarrollo y asegurar un futuro sostenible

El crecimiento de la actividad y la infraestructura en la Cuenca Neuquina impulsa a la provincia gobernada por Alberto Weretilneck hacia un rol protagónico en la industria energética. Las compañías quieren asegurarse que su valor agregado se traducirá en beneficios tangibles y perdurables. El desarrollo de Vaca Muerta no sólo está redefiniendo el mapa energético de la Argentina, sino también las oportunidades de crecimiento para las provincias que participan en este proceso. Puntualmente en Río Negro, las empresas locales que brindan servicios asociados al desempeño sectorial ven en el oleoducto Vaca Muerta Sur y en la futura planta de Gas […]

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Inversiones: Aluar anunció una millonaria inversión en Chubut

Se trata de una ampliación del parque eólico de la firma. «Queremos llevar a cabo un programa de incentivos de alivios fiscales para obtener más de estas inversiones», dijo el mandatario provincial previo al encuentro. Aluar anunció una millonaria inversión en Chubut: Torres y el presidente de la empresa se reunieron con Francos Este lunes el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, mantuvo una reunión en la Capital Federal junto al presidente de Aluar, Javier Madanes Quintanilla, para presentar una millonaria inversión que hará la firma en Chubut en materia de generación de energía eólica. El mandatario se reunió con el […]

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Combustibles: Puma Pris ya tiene un millón de usuarios

Permite a los clientes pagar sus combustibles en las 950 estaciones que Puma Energy posee en la región. La app de la empresa líder en el mercado global de la energía permite a los clientes pagar sus combustibles en las 950 estaciones que Puma Energy posee en América (Argentina, El Salvador, Guatemala, Honduras y Panamá) y en sus más de 300 Tiendas Super 7. Por medio de la Puma Pris, los clientes acumulan puntos que canjean posteriormente por diferentes descuentos. La app se destaca por sus beneficios, promociones y porque permite pagar en efectivo, además de que acepta tarjetas de […]

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El desembarco de Santiago Caputo en las empresas nucleares dilata una definición crucial sobre la central Atucha I

El gobierno se está quedando sin tiempo si quiere tomar una decisión drástica para que Atucha I pueda operar en el verano. La central nuclear tiene combustible dentro del reactor para no más de dos meses de operación, por lo que debería salir cuanto antes para reingresar a fin de año. Pero esta posibilidad tiene como principal barrera el vencimiento de la licencia de operación de la central nuclear en septiembre.

La semana pasada, la primera línea del Ejecutivo planteó su necesidad de potencia eléctrica para el verano en una reunión al máximo nivel político con funcionarios de la Autoridad Regulatoria Nuclear que encabezó el Jefe de Gabinete, Guillermo Francos, según pudo saber EconoJournal. La dilatación en el gobierno para definir si le pedirán formalmente algún tipo de excepción al organismo regulador nuclear se explica también por las resistencias e incertidumbre que genera la avanzada del asesor presidencial Santiago Caputo sobre los directorios de las empresas del área nuclear.

La posibilidad de que se registren cortes de luz en los momentos de mayor calor por falta de generación —escenario que planteó Cammesa, la compañía que administra el despacho eléctrico, en un informe publicado en junio— provoca inquietud en el área energética del gobierno. Como informó este medio, Cammesa había comenzado a explorar con Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) la posibilidad de postergar el proyecto de extensión de vida de la central nuclear Atucha I. Pero el problema es que la licencia de operación de Atucha I vencerá el 29 de septiembre, limitando al máximo la posibilidad de lograr una excepción.

La sensibilidad de la cuestión finalmente escaló al nivel político. El directorio de la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN), el organismo regulador del sector nuclear, fue convocado la semana pasada a Casa Rosada. Por parte del gobierno participaron Francos y también el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, y el presidente de Nucleoeléctrica, Luis Fasanella. También estuvo presente Daniel González, el virtual secretario coordinador de las áreas de Energía y de Minería en el Ministerio de Economía.

Según pudo reconstruir EconoJournal sobre esa reunión acontecida el lunes de la semana pasada, la Secretaría de Energía y la empresa operadora de las centrales nucleares expusieron los escenarios de demanda y suministro de energía para el verano y la necesidad de disponer de la central nuclear. En cambio, la ARN desaconsejó poner a Atucha I en operación en el verano porque la central ya cumplió su ciclo y debe comenzar la parada de reacondicionamiento para extender su vida útil por 20 años más, una obra que tomará dos años.

La reunión en Casa de Gobierno finalizó sin ningún pedido formal al organismo regulador. Este medio consultó a la Secretaría de Energía si pedirán algún tipo de excepción, pero al momento de esta publicación no obtuvo respuesta.

Santiago Caputo, el poderoso asesor del Presidente, copará el directorio de NA-SA.

Ramificaciones de la interna política

Con independencia de la decisión final, el gobierno deja entrever en la búsqueda a contrarreloj para contar con los 362 MW de Atucha I una genuina preocupación por el suministro energético para el verano. Pero en un nivel más profundo exhibe cómo las internas políticas dentro del gobierno se ramificaron al sector nuclear, llevando a dilatar la toma de decisiones.

Santiago Caputo, el principal asesor y hombre de máxima confianza del presidente Javier Milei, concretará esta semana el desembarco de hombres de su confianza en Nucleoeléctrica y Dioxitek para intentar avanzar con su privatización, en una maniobra que tensiona con el perfil más profesional que Francos busca imprimir en la conducción del sector nuclear. «Se esta estructurando una interna entre la gente que responde a Francos y Caputo, pero me parece que ya la ganó Caputo», disparó una fuente conocedora de las internas por el control del sector nuclear.

Las designaciones en los directorios en estas empresas debieron concretarse la semana pasada, pero se vieron retrasadas por los desacuerdos. Esto explica la fallida asamblea para designar autoridades en Dioxitek, la empresa que provee el dióxido de uranio para el combustible nuclear. El presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Germán Guido Lavalle, detonó la asamblea al cuestionar la intención de la Secretaría de Energía y Caputo de ocupar la silla en el directorio que le corresponde al organismo nuclear por ser accionista en Dioxitek, actualmente ocupada por Daniel Marchi.

Mientras tanto, el asesor presidencial promueve en NA-SA las designaciones de Guido Giana y Jeremías Coppola como directores. Giana cobró notoriedad mediática y política en 2020 durante el conflicto por la usurpación y posterior desalojo de un importante predio en Guernica —precisamente por ser dueño, junto con su familia, de esas tierras en el sur de la provincia de Buenos Aires. Fue candidato a intendente en Presidente Perón por el PRO en 2015 y luego fue funcionario del PAMI durante los cuatro años del mandato de Mauricio Macri. Luego de la presidencia de Macri recaló como director de Administración y Finanzas del Sanatorio Güemes, propiedad de Mario Lugones, padre de Ramiro, consejero y amigo del asesor presidencial, con quien trabó una relación de amistad.

Por otro lado, Coppola es un joven licenciado en Finanzas de la Universidad de San Andrés que se enfocó en el negocio de trading de criptomonedas, según se desprende de su perfil en LinkedIn. Ni Giana ni Coppola cuentan con una experiencia previa vinculada al sector nuclear y energético.

Extensión de vida

Por el lado de Nucleoeléctrica, la designación de autoridades se produce en un momento crítico. La empresa debería comenzar con el proyecto de extensión de vida de Atucha I, pero hoy no hay certezas sobre su ejecución. La prioridad del gobierno sería empujar el ingreso de accionistas privados en la empresa generadora o llevarla a un modelo de concesión para que el sector privado financie el proyecto en lugar del Estado. Alberto Lamagna, un doctor en física que trabajó en la CNEA, llegará a la presidencia de la empresa promovido por el titular de la Unidad Ejecutora de Empresas, Diego Chaher, que tiene el mandato de acelerar la privatización o concesión de las empresas que son propiedad del Estado.

Fuentes dentro de la empresa cuestionaron el argumento de la falta de fondos para el proyecto. Nucleoeléctrica licitó tres tramos del fideicomiso NASA IV para la prolongación de vida de Atucha I y la construcción del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados de Atucha II (ASECG II). El fondeo total logrado fue de US$ 180 millones. El costo global estimado por estos proyectos asciende a US$ 700 millones.

También recordaron que el gobierno le generó un perjuicio financiero a NA-SA al dejarla fuera del esquema de regularización de la deuda acumulada por el Estado con las generadoras eléctricas y productoras de gas natural, instrumentado a principios de año por el ministro de Economía, Luis Caputo, tal como EconoJournal reveló en abril. A diferencia del resto de las generadoras, la compañía estatal no recibió bonos del Estado a cambio de la deuda por la energía generada en el primer trimestre del año.

«Si el gobierno necesita fondos podría priorizar el proyecto para que Nucleoeléctrica pueda recibir financiamiento de la CAF (Corporación Andina de Fomento), pero hasta ahora no lo ha hecho», apuntó una fuente. La CAF tiene fondos disponibles para proyectos de infraestructura para la Argentina por US$ 200 millones para el 2025. Por otro lado, el banco público francés Bpifrance aportaría los fondos necesarios para la ejecución del contrato de Nucleoeléctrica con Framatome para la provisión de algunos componentes.

Las asambleas para designar autoridades en Nucleoeléctrica y Dioxitek tendrán lugar hoy y mañana miércoles, respectivamente.

, Nicolás Deza

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Honduras anuncia su primera licitación de almacenamiento con baterías

La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) invita a oferentes interesados a presentar ofertas en su proceso de «Contratación para el estudio, diseño, suministro, instalación, pruebas y puesta en servicio de un sistema de almacenamiento de energía con batería conectado a la red (BESS) de una capacidad de 75 MW/300MWh, en la subestación Amarateca».

Este aviso de licitación pública internacional, que lleva como denominación las siglas LPI N 001-ENEE-UEPER-2024, fue publicado por Erick Tejada Carbajal, secretario de gobierno en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE, ayer lunes 2 de septiembre del 2024. Según anticipó la autoridad en redes sociales, está convocatoria persigue asegurar la disponibilidad de suministro y acompañar el despliegue de energías renovables variables en la red.

«Honduras se mueve a almacenar energía de los 520 MW de capacidad instalada solar, para tener disponibilidad en la noche y en las horas de máxima demanda», argumentó el secretario de Energía en su cuenta de X.

¿Cómo participar? Según consta en el anuncio, se podrán adquirir los pliegos de condiciones de la licitación a partir de la fecha, mediante la presentación de una solicitud por escrito a la oficina de Dirección de Licitaciones, ubicada en el séptimo piso del edificio Cuerpo Bajo «C» del Centro Cívico Gubernamental de Tegucigalpa M.D.C.

Aquella solicitud deberá ser acompañada del comprobante de pago de L 2,500, cantidad no reembolsable, realizado mediante depósito en el Banco Central de Honduras en la cuenta de la ENEE N 12100-01-000118-5.

Adicionalmente, las ofertas deberán estar acompañadas de una Garantía de Mantenimiento de la oferta por un monto equivalente de, al menos, un 2% del valor total de su oferta.

Aclarado todo aquello, las empresas interesadas en participar tendrán tiempo de hacerlo a más tardar a las 10:00 am del miércoles 23 de octubre del 2024. Ese mismo día pero a las 10:15 am será el acto de apertura de ofertas ante representantes de los oferentes que deseen asistir en la dirección antes indicada. Considerando las fechas y horarios expuestos, se pone en consideración que las ofertas que se reciban fuera del plazo antes mencionado serán rechazadas.

Un detalle a considerar es que, una vez avanzado el proceso, los documentos de la licitación podrán ser examinados en el Sistema de Información de Contratación y Adquisiciones del Estado de Honduras «Honducompras» en la web www.honducompras.gob.hn Por lo que, posteriormente podrán adquirir carácter público si estos resultaron adjudicados.

Finalmente, el documento que anuncia la licitación aclara que el financiamiento para la realización del proceso proviene exclusivamente de fondos nacionales, marcando la prioridad de la administración de la república en desarrollo el sector energético.

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Advierten que la proyección de demanda de la UPME significará una mayor apertura de inversiones renovables

Como ya había anticipado Energía Estratégica, días atrás, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó un nuevo informe semestral sobre proyección de demanda de Energía Eléctrica 2024-2038, en el que destaca un crecimiento en rangos de 1,98% y 4,34% anual, considerando Grandes Consumidores Especiales, movilidad eléctrica y generación distribuida.

Estas proyecciones cargan de expectativas al sector energético ya que representan herramientas fundamentales para las subastas de energía anunciadas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

En conversaciones con este medio, Jorge Moreno, especialista regulatorio de  Óptima Consultores, analiza las estimaciones de la UPME y afirma que otorgan mayor «tranquilidad» a los inversionistas de proyectos de fuentes no convencionales en Colombia, en comparación al informe anterior.

Además, plantea la posibilidad de nueva subasta primaria para asignar obligaciones de energía en firme desde el periodo 2028-2029. A continuación, el análisis del experto.

-¿Cuál es el balance del informe semestral sobre proyección de demanda de energía eléctrica 2024-2034?

Esta nueva entrega de la proyección de demanda no trae nada novedoso en términos ni de metodología ni de los supuestos que toma la UPME para la proyección de demanda de energía eléctrica. El ejercicio sigue siendo muy estándar, con la demanda siendo explicada por su propio crecimiento, el crecimiento del PIB, de la población del país y el comportamiento de la temperatura en las diferentes zonas geográficas.

La proyección es menor a la que entregó la entidad en enero de este mismo año. Respecto a esa proyección de enero desde Óptima Consultores fuimos muy críticos porque los resultados aumentaron cerca del 5% en promedio respecto a la de julio del año pasado, sin haber visto realmente un cambio ni metodológico ni de los supuestos explicativos, por lo que, incluso, en nuestros modelos internos decidimos seguir usando la proyección previa (la de julio).

En esta nueva entrega los resultados vuelven a niveles de la proyección de julio de 2023 con un incremento medio de 1.5%, lo que da un poco mas de tranquilidad en cuanto la rigurosidad de la proyección. A futuro para el sector, brinda certidumbre ya que aun se sigue esperando un crecimiento de la demanda entre 2,1% y 3,3% anual, lo que significa mayor apertura para las inversiones en el sector.

También es un llamado al gobierno nacional para continuar estableciendo las políticas públicas correctas que incentiven la inversión para aumentar la oferta y así lograr atender la demanda esperada.

-En base a esos esquemas, ¿hace faltan nuevas subastas de largo plazo o una nueva subasta de cargo por confiabilidad para cubrir la demanda proyectada?

Bajo estas nuevas proyecciones de demanda en el escenario medio, los balances en Óptima indican que hay un déficit de Obligaciones de Energía Firme (OEF) para el periodo 25-26 de cerca de 13.2 GWh/día y para el periodo 26-27 de cerca de 13.8 GWh/día que pueden ser cubiertos por la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC), existente en el sistema.

Por otro lado, para el periodo 27-28 el déficit sería cercano a los 9.6 GWh-día, sin embargo, la ENFICC existente no sería suficiente para cubrir el déficit, razón de que en la última propuesta regulatoria (CREG 701 060) que buscaría llamar subastas de reconfiguración para los periodos 25-26, 26-27 y 27-28, para este el último periodo se permitiría participar a plantas nuevas como si participaran en una subasta primaria de asignación de obligaciones de energía en firme.

En ese orden de ideas una nueva subasta primaria para asignar obligaciones de energía en firme desde el periodo 2028-2029 es altamente probable.

-Para el año 2024, se prevé que la generación distribuida alcance los 339 MW, mientras que para el año 2038, la expectativa es que ascienda a 1.812 MW.  ¿Te parece que esa proyección es acertada o crecerá aun más?

Con un estimado total de 1.8 GW en 14 años, la proyección de generación distribuida parece ser baja, teniendo en cuenta que el potencial podrá ser cercano a las 12 GW.  No obstante, no se espera que la expansión de este segmento sea muy fuerte en Colombia, principalmente, porque en el 2018 se definió que la generación distribuida sería toda aquella menor a 1 MW.

Desde Óptima consideramos que se cometió un error al adoptar esta medida, ya que al ser proyectos tan pequeños no se logran economías de escala que permitan llegar a un cierre financiero de forma sencilla y que sea un segmento de mercado interesante para los inversionistas.

-¿Y qué medidas debería lanzar el gobierno para impulsar aún más este segmento?

Si se quisiera mayor expansión en Generación Distribuida lo primero que se debería hacer es aumentar su capacidad a 9 MW como en el caso de Chile.

Además, se deben proporcionar las condiciones para que reciban el beneficio por reducción de perdidas independientemente a quienes vendan su energía en contratos o en bolsa.

También es indispensable ayudar y acompañar a los proyectos en sus procesos de conexión con los Operadores de Red.

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La Secretaría de Energía aumentó el límite de potencia de la generación distribuida en Argentina

La Secretaría de Energía de la Nación aumentó el límite de potencia de los proyectos de generación distribuida en Argentina (enmarcados bajo la Ley Nacional N° 27424) de 2 MW a 12 MW

El cambio llegó a través de la Resolución N° 235/2024, que lleva la firma del titular de la cartera energética, Eduardo Rodríguez Chirillo, y que aplica tanto para los proyectos individuales, comunitarios o comunitarios virtuales, aunque cabe aclarar que el límite varía según la categoría tarifaria de pertenencia, por lo que ese incremento del umbral impactará en los usuarios – generadores mayores, por lo que las categorías quedarán de la siguiente manera.

Usuarios – generadores pequeños (UGpe): No podrán superar los 3 kW de potencia.
Usuarios – generadores medianos (UGme): De 3 kW hasta 300 kW.
Usuarios – generadores mayores (UGma): De 300 kW a 12 MW de capacidad. 

Y en el caso de los U/G comunitarios y comunitarios virtuales podrán conectar equipos de generación a la red de distribución hasta una potencia equivalente a la suma de las potencias contratadas por cada uno de los usuarios que conforman el grupo. 

Mientras que la inyección de excedentes de generación distribuida hasta 12 MW sólo podrá ser objetada por la empresa distribuidora fundada en estudios técnicos, realizados por ésta última en forma previa a la instalación y conexión del equipo de medición correspondiente, a fin de evaluar el impacto en la seguridad operacional de la red que el aumento de la inyección de excedentes pueda causar.

Asimismo, los usuarios que contraten distintas potencias en función de bandas horarias podrán conectar equipos de GD hasta el máximo valor de las potencias contratadas. En tanto que por encima de ese nivel de los 12 MW de capacidad, se aplicará el régimen de Autogeneradores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). 

¿A qué se debe la modificación? La iniciativa llega producto del sinceramiento de tarifas energéticas que implementa el Poder Ejecutivo desde la llegada de Javier Milei a la presidencia y porque desde la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético y la Subsecretaría de Energía Eléctrica consideraron que resultará una medida “costo-efectiva” que generará mayor eficiencia energética y provoca un alivio en las redes de transporte y distribución eléctricas.

“Es importante porque la incorporación de unidades de generación renovable se vio afectada por las restricciones en el sistema eléctrico de transporte debido a más de 20 años de desinversión en las redes, por lo cual en la actual coyuntura de emergencia del sistema eléctrico son necesarias las medidas que fomenten la eficiencia energética e impulsen el desarrollo de estos proyectos de pequeña y gran escala, conectados a la red y off-grid”, explicaron desde la Secretaría de Energía de la Nación en conversación con Energía Estratégica. 

Y a pesar de que la resolución en cuestión no brinda mayores detalles de su implementación y que resulta positivo en un primer análisis, desde el sector energético plantearon que podría estar enfocado en el fomento de los parques comunitarios por la posibilidad de sumar esa potencia entre varios usuarios, pero no así para el sector corporativo. 

¿Por qué? Dado que sólo aplicaría para aquellas empresas con más de 2 MW de potencia contratada, siempre y cuando se mantengan como Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI), hecho que no suele ser habitual dado que generalmente pasan a ser Grandes Usuarios Menores (GUME – 30 kW a 2 MW) o Grandes Usuarios Mayores (GUMA – potencia mínima demandada de 1 MW). 

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Coordinador Eléctrico de Chile publicó otra licitación para más de 30 obras de transmisión

El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile lanzó una nueva licitación pública internacional para la construcción y ejecución de 32 proyectos que permitan expandir el sistema de transmisión del país. 

Las obras se enmarcan en el artículo N°157 del Reglamento de los Sistemas de Transmisión y de la Planificación de la Transmisión (aprobado mediante Decreto Supremo N°37 de 2019 del Ministerio de Energía) y para la licitación se dividirán en diez grupos y siete proyectos individuales. 

Los mismos totalizan un valor de inversión referencial de USD 125.287.225, con la particularidad de que las empresas interesadas podrán presentar ofertas para todas las incluidas en los grupos de forma conjunta o individualmente.

Los plazos de ejecución oscilan entre los 12 y 36 meses, aunque cabe aclarar que sólo cinco obras tienen ese plazo máximo de tres años contados a partir la adjudicación: 

Ampliación en la subestación eléctrica (SE) Cerro Navia, 
Modificación de paños de conexión de línea 2×110 kV Las Vegas – Cerro Navia en nueva Sala GIS 110 kV SE Cerro Navia 110 kV, 
Expansión en SE Punta de Cortés para interconexión de Línea 2×220 kV Punta de Cortés – Tuniche, 
Nuevo transformador S/E Punta de Cortés
Aumento de capacidad de la LT 2×220 kV Ciruelos – Cautín

Mientras que el grupo N°1, conformado por la ampliación en la subestación eléctrica Plantas (propiedad de CGET) y la doble vinculación del transformador N°1 220/110 kV en S/E Cardones (de la firma Transelec), es aquel que demandará la mayor inversión de la convocatoria con USD 18.480.163 de valor referencia. 

Asimismo, con el objeto de caucionar la vigencia y validez de las propuesta y el correcto cumplimiento, los oferentes deberán entregar una o más boletas de garantías a nombre del Coordinador, quien estará facultado para cobrar y percibir su valor en caso de incumplimiento. 

Las bases ya están disponibles en el sitio web del Coordinador Eléctrico Nacional (clic aquí) y el período de consultas de los participantes estará abierto hasta el jueves 31 de octubre del corriente año; aunque cabe aclarar que el CEN podrá modificar las bases si así lo requiera hasta el jueves 19 de diciembre. 

En tanto que las ofertas se podrán presentar desde el lunes 27 hasta el miércoles 29 de enero del 2025 y la apertura de propuestas administrativas y técnicas se realizará un día más tarde, es decir el 30/1, las cuales serán evaluadas por la autoridad. 

Una vez que el Coordinador Eléctrico Nacional de Chile analice las iniciativas y apruebe aquellas que cumplan con los requisitos y la completa presentación de la información, avanzará en proceso licitatorio y recién se conocerán las ofertas económicas el miércoles 16 de abril del 2025 y el acta de adjudicación el 24 de dicho mes del 2025. 

Y cabe mencionar que cada propuesta de esta convocatoria tendrá una validez que deberá extenderse, por lo menos, 300 días hábiles a contar de la fecha de cierre del período de recepción de propuestas. 

A continuación, todas las obras de la licitación:

Obras transmisión licitación CEN

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Uno por uno, los proyectos de generación en los que invirtió CFE en el sexenio de AMLO

Durante el sexenio del presidente Andrés Manuel López Obrador, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) liderada por su director general, Manuel Bartlett, ha llevado a cabo una serie de inversiones estratégicas con el objetivo de restablecer su posición como un actor central en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de México.

De acuerdo con el Sexto Informe de Labores, publicado el pasado domingo 1 de septiembre del 2024 por la Secretaría de Energía (SENER), la CFE habría destinado un total de 9,170 millones de dólares para la adición de 9,184.56 MW a la capacidad de generación de electricidad del país.

Durante este periodo, una parte significativa de estos recursos, específicamente 7,682.4 millones de dólares, se destinó a la construcción de 15 nuevas centrales eléctricas bajo el esquema de autofinanciamiento de la CFE. Estas centrales, que representan un incremento en la capacidad instalada de 8,630.76 MW térmicos, incluyen las siguientes centrales de ciclo combinado (CCC): El Sauz II, Salamanca, Manzanillo III, San Luis Potosí, Lerdo, San Luis Río Colorado, González Ortega, Tuxpan Fase I, Mérida, Riviera Maya (Valladolid) y Rafael Galván Maldonado (Puerto Peñasco), además de la Central de Combustión Interna (CCI) Mexicali Oriente, la CCI Altar (Parque Industrial), y las Centrales Turbogás (CTG) González Ortega I y II.

Además de las nuevas instalaciones térmicas, la CFE realizó una inversión adicional de 1,487.6 millones de dólares destinada a la modernización de 16 centrales hidroeléctricas existentes (Caracol, Zimapán, La Villita, Infiernillo, Portezuelo I y II, Angostura, Malpaso, Mazatepec, Peñitas, Encanto, Minas, Humaya, Santa María, Picachos, Chicoasén II, Amata, Novillo, Sanalona y El Fuerte), para el equipamiento de tres nuevas presas hidroeléctricas (PH Santa María, PH Picachos y PH Amata), y para la reactivación del proyecto hidroeléctrico Chicoasén II, en todos los casos cuya infraestructura es propiedad del Estado y que representa una capacidad adicional de 553.8 MW.

Este esfuerzo por modernizar y ampliar la capacidad de centrales térmicas e hidroeléctricas en México subraya la importancia de este tipo de proyectos potencia firme en el país. No obstante, la empresa estatal también se dio paso -aunque, en menor medida- a proyectos renovables variables.

Dentro de los logros más destacados en este ámbito por el informe de gobierno, se encuentra la inauguración de la primera etapa de la Central Fotovoltaica (CFV) Puerto Peñasco Secuencia I, en Sonora, la cual aporta 120 MW de capacidad, además de 12 MW adicionales en baterías para respaldo. Este proyecto es emblemático no solo por su enfoque en energía limpia y eficiente sino además por su contribución a la capacidad instalada que, una vez concluido el proyecto, se espera que alcance una capacidad total de 1,000 MW, consolidándose como uno de los proyectos fotovoltaicos más grandes del país y de la región.

Siguiendo con inversiones en solar fotovoltaica pero en menor medida, también menciona la inauguración en junio de este año 2024 de la CFV Nachi Cocom en Mérida, un proyecto con una inversión de 9.16 millones de pesos y una capacidad de generación de 7.5 MW, diseñado para alimentar el nuevo sistema de transporte público eléctrico Ie-Tram en la ciudad de Mérida.

Aquello no sería todo. Además de nuevas inversiones, se mencionan adquisiciones. En concreto, durante la administración de AMLO se adquirieron 13 centrales eléctricas que anteriormente pertenecían a la empresa Iberdrola. Esta operación, que costó alrededor de 6 mil millones de dólares, incrementó la participación del Estado en la generación de electricidad del 47% en 2019 al 56% en 2024. Entre las plantas adquiridas nuevamente las que priman son las centrales térmicas. Mientras que de energías renovables solo se sumó al parque eólico La Venta III de 103 MW en Oaxaca, entre las centrales de ciclo combinado se adquirió: Monterrey I y II, Altamira III y IV, Altamira V, Escobedo, La Laguna, Tamazunchale I y II, Baja California, Topolobampo II y III, Monterrey III y IV, Tamazunchale II, y Enertek, que en conjunto suman una capacidad de 8,436 MW.

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ACERA, ACESOL, Generadoras de Chile y GPM se posicionan sobre el proyecto de ley del nuevo subsidio eléctrico

En relación con el Proyecto de Ley del nuevo subsidio eléctrico presentado el 26 de agosto del presente año por el Gobierno, la Asociación de Generadoras de Chile, la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL A.G.) y la Asociación de Pequeños y Medianos Generadores (GPM A.G.), emitieron una declaración pública en la que declaran lo siguiente:

Compartimos la preocupación por encontrar mecanismos de ayuda para las familias más vulnerables de nuestro país para enfrentar el alza de las tarifas eléctricas, pero creemos que éstos deberían ser coherentes con otras políticas públicas de subsidio y con una visión estable y de largo plazo para el correcto desarrollo de la industria eléctrica, particularmente en el escenario actual de transición energética y compromisos de carbono neutralidad adquiridos por Chile.
El congelamiento de precios de la energía fue una decisión política del Estado por las circunstancias extraordinarias originadas en 2019. Entre 2019 y 2024, período en el que también subió el valor de otros bienes básicos, se dictaron tres leyes que estabilizaron únicamente las tarifas eléctricas, las que no fueron solicitadas por la industria de generación ni consultadas a las personas. 
A cinco años de la primera intervención de los precios de la energía, tres leyes de estabilización dictadas y a solo cuatro meses de la última ley que establecía el subsidio para las familias más vulnerables, este 26 de agosto el Gobierno presentó un nuevo proyecto de ley que pretende modificar las condiciones de dicho subsidio.
La propuesta presentada adolece de graves deficiencias y perjudica sustancialmente, al menos, los siguientes principios base sobre los que se desarrolla todo sector productivo que aporta al crecimiento de la economía y la generación de empleos del país:
Predictibilidad Jurídica: alterando de manera continua e intempestiva las condiciones regulatorias sobre las que la industria de generación ha desarrollado y colaborado con la política del Estado de Chile sobre transición energética y descarbonización.
Confianza Legítima en la Autoridad Política: definiendo nuevas cargas públicas sin fundamentar sus medidas ni explicar los efectos sobre las personas y las empresas: consumo, niveles de precios, inflación y condiciones de inversión.
Reparto Proporcional de las Cargas Públicas: estableciendo cargas tributarias de manera ad-hoc a sectores económicos determinados, sin considerar financiamiento alguno que provenga de un ejercicio de administración financiera eficiente y focalizada por parte del Gobierno.
La industria de Generación Eléctrica ha sido un aliado permanente de Chile en la transición energética y la descarbonización, lo que se ve reflejado en: aporte de más de USD 30 mil millones en inversión directa en regiones; diversificación de la matriz energética; incremento del número de productores de energía eléctrica a más de 700; aumento de la penetración de energía renovable, con valores superiores al 65%, una progresiva reducción en las emisiones de carbono del sector eléctrico. Todo esto ha llevado a Chile a ser permanentemente reconocido en diversos rankings y foros a nivel mundial.
Confiamos en que la discusión permita encontrar respuestas necesarias, viables y expeditas para focalizar la entrega de un beneficio con cargo a fondos públicos y, a la vez, respetar las señales regulatorias para que todos los actores del sector energético podamos avanzar en los desafíos que son clave para el sector, como las condiciones de suministro, almacenamiento y transmisión eléctrica, que son determinantes para inyectar energía de precios competitivos en el sistema.

 

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Variación: los precios bajaron a USD 0/MWh durante 55 horas en la zona de Crucero y los USD 235,6/MWh en Puerto Montt

El precio promedio en Polpaico fue de USD 48,1/MWh, un 7% más alto que la semana pasada y un 8% más bajo en comparación con hace un año.

Evolución del Costo Marginal en Polpaico durante los últimos años

Esta semana la generación totalizó 1,68 TWh en respuesta a una demanda que aumentó un +7,5% respecto a la semana pasada.

Una menor participación de las energías renovables en la composición del mix (las presas disminuyeron 0,5 pp, las de pasada disminuyeron 2,0 pp, la participación eólica disminuyó 1,3 pp pero la solar aumentó 0,6 pp) y variaciones menores en la participación de otras tecnologías térmicas (el gas disminuyó 0,2 pp y el petróleo aumentó 0,1 pp) llevaron a un aumento en la participación del carbón de 3,6 pp.

Rango de potencia por fuentes de energía (precios promedio)

Evolución generacional

A excepción del día domingo, el sistema estuvo desacoplado todos los demás días de la semana. Estos desacoplamientos se produjeron principalmente por congestiones en las líneas de transmisión: 500 kV Nueva Pan de Azúcar – Polpaico (lunes a viernes), 220 kV Lastarria – Ciruelos (martes a sábado) y 500 kV Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar (viernes).

Estos desacoplamientos impactaron los precios en la zona de Puerto Montt, llegando hasta los USD 235,6/MWh el martes a las 11:00 horas y los USD 235,2/MWh el miércoles a las 13:00 horas.

Por otro lado, los precios bajaron a cero por 55 horas en Crucero, 34 horas en Polpaico y 14 horas en Puerto Montt.

Evolución del coste marginal

Producción eólica y solar

La generación solar fue de 340,5 GWh, 10,7% mayor a la semana pasada, con un factor de planta promedio de 18,8%. El factor de planta máximo del sistema se registró en la zona de Crucero con 23,2% y el mínimo en la zona de Polpaico con 13,7%.

La generación eólica fue de 207,4 GWh, 2,6% menor a la de la semana pasada, con un factor de planta promedio de 24,9%. El factor de planta máximo del sistema se registró en la zona de Diego de Almagro con 41,4% y el mínimo en la zona de Charrúa con 8,7%.

La tasa de reducción de esta semana fue del 8,5 % para la energía eólica (19,57 GWh) y del 15,5 % para la solar (61,77 GWh), lo que da como resultado una tasa de reducción promedio del 12,9 % (81,33 GWh). Esta tasa es similar a la tasa de reducción promedio de la semana pasada (13,2 % y 79,7 GWh).

Producción solar por hora

Producción eólica por hora

Producción eólica y solar por hora

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