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MetroGAS: “Instalando Calor Seguro”, programa de formación técnica para alumnos secundarios

Casi 800 estudiantes secundarios participaron durante la primera mitad del año de la décima edición de Instalando Calor Seguro, un programa de formación técnica, ética y de servicios que lleva adelante MetroGAS en conjunto con la Dirección de Escuelas Técnicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA).

La transferencia de conocimiento es uno de los objetivos de todas nuestras iniciativas, como así también brindar herramientas concretas que contribuyan a los estudiantes no sólo a insertarse en el mercado laboral sino también que generen valor en su carrera profesional”, resaltó Viviana Barilá, gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad de MetroGAS, durante la jornada de cierre del programa que se realizó en el Polo Educativo de Saavedra.

Instalando Calor Seguro cuenta con personal docente conformado por profesionales voluntarios de MetroGAS capacitado con una mirada integradora de 360 grados, para que el estudiante reciba herramientas para su desempeño funcional, la vida laboral y el cuidado de cuestiones éticas, legales, de negocios y de clientes.

Las horas de capacitación de los alumnos se acreditan como prácticas profesionalizantes en la propuesta curricular, tanto del Ministerio de Educación del Gobierno de la Ciudad como de la Dirección General de Cultura y Educación de la provincia de Buenos Aires.

En su lanzamiento en el año 2015, el programa tuvo una participación anual de 75 alumnos de dos escuelas técnicas. La asistencia se duplicó en 2016 tanto en el alumnado como en las instituciones de educación intervinientes y, con el paso de los años, Instalando Calor Seguro se convirtió en una herramienta con un fuerte valor social hasta alcanzar una concurrencia de 799 estudiantes de 16 escuelas solo en la primera mitad de este 2024.

Si bien los datos corresponden a la participación de escuelas técnicas de la Ciudad, el programa está destinado a todos los establecimientos educativos de la zona de distribución de gas de MetroGAS, es decir en todo CABA y en once partidos del sur del conurbano bonaerense.

Junto a Metrogas, desde hace 10 años, colaboramos en el desarrollo de estudiantes técnicos en las especialidades de Construcciones, Mecánica, Electromecánica y Refrigeración como futuros gasistas matriculados de primera categoría, buscando su profesionalismo y una mejora en su futura inserción laboral”, explicó Eric Engler, de la Dirección de Educación Técnica de la Ciudad de Buenos Aires.

En la jornada de cierre, estuvieron presentes Federico Grosso, gerente de Gestión Técnica Comercial de MetroGAS; y Fernando Grutullini, jefe de Formación de la gerencia de Gestión de Talento de la compañía. Participaron contando sus experiencias Hernán Arévalo, analista de Planeamiento Técnico; Hernán Lechter Garbino, supervisor de Gestión Técnica Comercial; Lucía Pereyra, analista de Gestión Técnica Comercial; y Lucas Wittmann, jefe de Experiencia Operacional.

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Activan planta compresora en Tratayén. Mayor capacidad de transporte de gas desde Vaca Muerta

Con la participación del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y del Secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodriguez Chirillo, se habilitó una planta compresora en Tratayén. La nueva infraestructura permite ampliar la capacidad de transporte del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) en casi un 50 por ciento, generando un ahorro de divisas para el país por la menor importación estacional de gas.

“Estamos convencidos que, después del proceso de sustitución de importaciones, viene un trabajo serio para abastecer de gas a todo el Cono Sur”, aseguró el mandatario neuquino, y agregó que “también queremos salir con GNL, que se transforme en una realidad, porque nos da otro tipo de horizonte para trabajar con nuestro gas”.

Por su parte, el secretario de Energía, Chirillo, consideró que la obra “es fundamental” para la provincia y el país. Además, adelantó que se estima inaugurar dentro de un mes la infraestructura similar en Salliqueló (Buenos Aires), que es donde finaliza la Etapa I del GPNK. Está pendiente la extensión (Etapa II) proyectada hasta el sur de Santa Fe.

El gasoducto troncal tenía capacidad para transportar alrededor de 11 millones de metros cúbicos por día y ahora se amplió a 16. A esto se le sumará la planta compresora ubicada en Salliqueló, que está en ejecución. Con las dos funcionando, el ducto elevará su capacidad de transporte a más de 20 millones de metros cúbicos por día.

El gobernador y el secretario de Energía de la Nación estuvieron acompañados por el presidente de Energía Argentina SA (Enarsa), Juan Carlos Doncel Jones; y directivos de la constructora Sacde (de Pampa Energía) y de TGS : Oscar Sardi (CEO de TGS), Marcelo Quezada (Gerente de Midstream de TGS); Pablo Brottier Director Comercial de SACDE) y Andrés Varela (Gerente Regional de SACDE).

Asimismo, participaron el ministro de Infraestructura de la provincia, Rubén Etcheverry, el subsecretario de Energía, Minería e Hidrocarburos, Fabricio Gulino, y Carlos Casares (Interventor de Enargas).

Tras recorrer las instalaciones de la planta, las autoridades se dirigieron a la sala de control para presenciar el proceso de encendido del turbocompresor. En ese marco, el secretario Chirillo celebró “el enorme esfuerzo de los últimos seis meses para que hoy podamos inaugurar esta obra y sumar más capacidad de transporte para el gas de Vaca Muerta”.

Las autoridades nacionales y provinciales coincidieron en valorar el compromiso de ambos gobiernos y de las empresas involucradas en el proyecto para acelerar los trabajos pendientes y poner finalmente en funcionamiento la planta. Las tareas de construcción y el proceso de finalización de la obra implicó la generación de 360 puestos de trabajo.

  

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Marin: Acelerar el desarrollo de Vaca Muerta, y exportar por U$S 30 mil millones en 2031

El presidente de YPF, Horacio Marin, reiteró que ““la ventana para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta es ahora”, y con ello “vamos a ser un país exportador de energía en 2031 generando 30.000 millones de dólares para el país”.

En particular, sobre el proyecto de producción de GNL, afirmó que “ya tenemos el RIGI y el proyecto, ahora nos falta salir a buscar los compradores”, y puntualizó que podrían ser dos países europeos y la India.

El directivo realizó estas declaraciones al participar de la “XI Jornada de Energía”, organizada por el diario Río Negro, que tuvo lugar en la provincia del Neuquén.

Sobre la producción de petróleo no convencional en Vaca Muerta, la compañía acelera su actividad con 14 equipos de perforación activos, y poniendo foco en la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur que va a permitir liberar el “cuello de botella” en el transporte de crudo.

Al respecto señaló que “ya tenemos en la calle la licitación para el segundo tramo del proyecto Vaca Muerta Sur. En noviembre deberían comenzar las obras”.

Marín reconoció el potencial que tiene el país en otros proyectos por fuera de Vaca Muerta como pueden ser Palermo Aike. en Santa Cruz. y el offshore. “Existe una continuidad de la formación (geológica) de Namibia en el Mar Argentino”, afirmó.

Asimismo, Marín destacó los avances en otros aspectos del Plan 4×4 donde la compañía logró récords de eficiencia y productividad, en el desarrollo de pozos en Vaca Muerta, y en la producción en la Refinería de La Plata.

“Ya estamos trabajando con Toyota para implementar el programa Toyota Well, que nos permitirá en el corto plazo mejorar la productividad en la construcción de los pozos”, destacó.

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Genneia certifica que Plaza Logística neutraliza su huella de carbono

Genneia, compañía líder de energías renovables en el país acompaña a Plaza Logística, principal empresa por superficie en el desarrollo y administración de parques logísticos de vanguardia, en la compensación de sus emisiones generadas en Argentina durante el 2023 a través de la entrega de 569 Certificados de Unidades de Carbono Verificadas (VCU’s).

Con el objetivo de reducir el impacto ambiental, se neutralizó la huella de carbono de Alcance 1 y 2 que refieren a la descarbonización, tanto de las emisiones directas resultantes de las operaciones, como de las emisiones indirectas vinculadas al consumo de electricidad en las áreas comunes de sus seis parques logísticos y su oficina central.

Plaza Logística continúa avanzando en materia de construcciones verdes mediante la adopción de estándares ambientales al momento de desarrollo de sus parques y en la implementación de iniciativas que representan una oportunidad para reducir las emisiones de CO2.

La certificación y emisión de créditos de carbono son un mecanismo internacional de descontaminación, que tienen el objetivo de reducir y/o remover las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Fueron establecidos en el año 2005 en el Protocolo de Kyoto, como uno de los tres puntos clave para disminuir los niveles de emisión de GEI.

Actualmente son promovidos por el Acuerdo de París (2016) y reafirmados anualmente en las Conferencias de las Partes (COP) sobre el Cambio Climático.

“Nuestro compromiso se basa en integrar en nuestro modelo de negocio prácticas
responsables con el medio ambiente. La medición, reducción y compensación de nuestra huella de carbono busca contribuir a un futuro cada vez más sostenible. Para nosotros es una gran oportunidad contar con Genneia en este proceso de compensación de nuestras emisiones generadas en 2023”, expresó María Jimena Zibana, Gerente de Sustentabilidad de Plaza Logística.

Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad de Genneia agregó: “Nos sentimos orgullosos de acompañar a Plaza Logística en este proceso que implica un compromiso muy grande de ambas empresas en continuar luchando contra la crisis climática. Estas acciones nos permiten visibilizar la importancia de implementar prácticas amigables con el ambiente y dar respuestas concretas e inmediatas a la crisis climática mundial que nos encontramos atravesando”.

Plaza Logística es una compañía dedicada al desarrollo y administración de parques logísticos multi-cliente. Cuenta con seis parques logísticos ubicados estratégicamente en Ciudad y Provincia de Buenos Aires. Adopta estándares ambientales LEED y/o EDGE en el proceso de construcción de sus parques logísticos y certifica su administración bajo Normas ISO 9001, ISO14001 e ISO 45001.

La compañía desarrolla proyectos que tienen como premisa apuntalar el futuro de la logística y el e-commerce, que permitió que, a diario, más personas elijan realizar sus compras de manera online, mientras las empresas fortalecen sus canales digitales de venta por la velocidad, seguridad y ventajas que brindan a los usuarios.

A partir de las alianzas desarrolladas con compañías líderes, Plaza Logística desarrolla espacios de distribución de última generación que permiten acortar la última milla y entregar de manera precisa y veloz los pedidos gracias a la inversión en infraestructura, la adopción de tecnologías innovadoras y al aumento de la confianza en las compras online.

Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 19 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la generación de energía eólica y el 12 % de la solar. Con la entrada en operación
del Parque Solar Tocota III, alcanzó 1.004 MW de energía renovable consolidando su liderazgo en el sector de energías limpias.

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Inauguran en Vaca Muerta la planta compresora de Tratayén: permitirá ahorro de u$s350 millones

La planta permitirá comprimir el gas recibido de TGS e inyectarlo en el Gasoducto Néstor Kirchner, aumentando el volumen transportado de 11,2 a 16 millones de m3 por día. Faltan terminar las plantas de Saliqueló y Mercedes. Directivos de la empresa estatal Enarsa S.A., de la constructora Sacde (Pampa Energía) y autoridades de Nación y Neuquén inauguran este miércoles 10 de julio la Planta Compresora de Tratayén, que permitirá incrementar la inyección de gas de Vaca Muerta en el Gasoducto Néstor Kirchner, generando un ahorro estimado de u$s350 millones por año. En términos del sector, se encenderán las turbinas de […]

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Minería: las 4 megatendencias que definen el futuro de la industria en América Latina

En el marco del encuentro ROKTop Argentina se debatieron las perspectivas de mercado en la región y lo que le depara a la industria minera en el escenario de la revolución tecnológica y la minería 4.0. La minería en América Latina está transitando por un momento excepcional dado el excelente panorama del cobre y el litio, principalmente. A los buenos precios que está experimentando el metal rojo se suman los millonarios planes de inversiones para explotar las reservas de litio alojadas en este continente. Para apalancar estas proyecciones, es necesario que ambos sectores impulsen objetivos de sostenibilidad a través de […]

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«Poner en valor Vaca Muerta implica destrabar obras fundamentales de infraestructura»

El directivo de la petrolera comparó la productividad y rentabilidad que hoy ofrecen el shale y los convencionales, a su entender dos modelos de negocios que deberían complementarse. Aconcagua es un grupo energético integrado 100% por capitales argentinos. En menos de diez años la empresa se convirtió en la sexta compañía productora de petróleo convencional y la décima en el ranking global del país. Su portfolio de negocios se basa en tres pilares clave: la producción convencional de hidrocarburos; los servicios integrados y la generación donde desde hace tiempo están subidos al proceso de transición energética y descarbonización. La estrategia […]

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Empresas: YPF establece nuevo récord en perforación horizontal en Vaca Muerta

En un lapso de 24 horas, la compañía logró extender 1543 metros de rama lateral, marcando un notable avance en la eficiencia operativa. YPF, la destacada petrolera estatal, ha alcanzado un hito significativo en la industria energética argentina al superar su propio récord de velocidad de perforación en el yacimiento La Angostura Sur de Vaca Muerta. En un lapso de 24 horas, la compañía logró extender 1543 metros de rama lateral, marcando un notable avance en la eficiencia operativa. Este logro se enmarca dentro de los esfuerzos de YPF por optimizar sus procesos de extracción en la región, conocida por […]

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Minería: El litio de Salinas El Diamante será explorado durante 2024

Antes de fin de año, la empresa australiana Ampere Lithium podría comenzar con la exploración de litio en las Salinas El Diamante, ubicadas en el departamento de San Rafael. Sería a través del avance de un programa de minería sustentable, de acuerdo a lo informado por el Gobierno de Mendoza. La corporación de Oceanía presentó a las autoridades los respectivos permisos de exploración de sales de litio, con todos los papeles en orden, de acuerdo a la narración del director de Minería de la empresa, Jerónimo Shantal. «En las Salinas El Diamante ya tenemos una empresa llamada El Jarillal, que […]

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Energía: Quiénes pueden acceder en julio a los subsidios de luz y gas

Este beneficio se puede solicitar cualquier mes con tus datos personales y número de cliente para obtener el subsidio y rebajar la tarifa de luz y gas. Para solicitar los subsidios de luz y gas en julio es necesario realizar la inscripción en el RASE (Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía), la cual es obligatoria si se quiere hacer el trámite. Anotarse en esta página permite que el Estado pueda realizar una segmentación energética para ordenar los subsidios a la electricidad y el gas según los aspectos socio-económicos de cada hogar, focalizando los subsidios en quienes más […]

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Eventos: Directivos de la Cámara Argentina de la Energía analizaron la coyuntura de la industria

Horacio Marín, CEO de la petrolera, analizó los planes de la empresa, los efectos positivos de la Ley Bases y la posibilidad de realizar un trabajo en conjunto con las empresas del sector. Empresarios que integran la Cámara Argentina de la Energía (CADE) se reunieron en la sede de la empresa YPF, como parte del proceso de incorporación de la empresa a la entidad. La CADE es la entidad de nivel ejecutivo, cuyos integrantes son presidentes y CEOs de compañías con presencia en la cadena energética nacional, desde la exploración y producción de hidrocarburos hasta la refinación y comercialización de […]

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Minería: YPF evalúa abastecer con energía renovable a la minería en Salta

En una entrevista, el CEO de YPF, Martín Medrano, adelantó que tienen marcado un nuevo rumbo para la compañía que comanda, con el ojo puesto en la generación de energía renovable para la industria, pero también buscando abastecer de energía ‘verde’ a la minería. «Estamos estudiando proyectos de línea minera, un proyecto para abastecer de energía renovable a los proyectos de litio. Podría ser con parte del parque que vamos a desarrollar en Mendoza y algún otro parque que podamos desarrollar en otra región cercana a la mina», señaló Medrano en una entrevista. «Hoy, el punto es encontrarle la demanda […]

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Gas: Bolivia y un adiós al mayor exportador de gas de la región

Todo esto sugiere que en un escenario boliviano de producción y reservas a la baja, Vaca Muerta emerge como el nuevo proveedor de energía del Cono Sur. La oferta y demanda regional de gas natural ha experimentado cambios significativos en el último año. El cambio de rumbo actual se debe, por un lado, al crecimiento de la producción de Vaca Muerta, que puede cubrir una demanda de más de 60 MMm3 respecto al esquisto neuquino, y, por otro, a la caída de la producción de gas boliviano. y reservas, que actualmente se sitúan por debajo de los 35 MMm3/día. Utilizar […]

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Internacionales: Así es el nuevo pozo petrolero Yopaat hallado en costas de México : ¿Por qué Pemex no participará en su explotación?

La compañía petrolera Ente Nazionale Idrocarburi (Eni), de origen italiano, anunció el descubrimiento en el Golfo de México de un nuevo pozo petrolífero con un potencial de entre 300 y 400 millones de barriles de petróleo, lo que representa un importante punto de producción. Este pozo fue nombrado como Yopaat-1 EXP, y de acuerdo con la empresa italiana, fue descubierto a unos 63 kilómetros de la costa de la Cuenca Salina, frente a Tabasco. Agregó que la perforación alcanzó una profundidad de 2 mil 931 metros desde el nivel del mar. Este descubrimiento se encuentra en el denominado ‘Bloque 9′, […]

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Traspasan a Edelap la operación y mantenimiento de la estación transformadora de Ensenada

Energía Argentina formalizó con EDELAP el traspaso de las tareas de operación de la Estación Transformadora Ensenada de Barragán, ubicada en la localidad bonaerense de Ensenada, en cercanías de la ciudad de La Plata.

De esta manera, se dio fin al Periodo de Transición previsto en el Acuerdo de Operación y Mantenimiento que habían suscripto ambas empresas el 11 de diciembre de 2023 -por Resolución  del ENRE N° 191/2011-, permaneciendo los activos en favor de Energía Argentina.

La firma del acta se llevó adelante el viernes de 28 de junio en el predio de dicha instalación y participaron por Energía Argentina, el gerente de Energía Eléctrica, Juan José Marcet, acompañado por la gerenta de Recursos Humanos, Fabiana Santo. Por el lado de Edelap, suscribió el acuerdo el gerente de Mantenimiento, Fabián Brunelli.

Con el retiro del personal de Energía Argentina, culmina un periodo de más de 12 años a cargo de la operación y mantenimiento de la estación, nodo de vinculación eléctrica con el SADI para la Central Térmica Ensenada de Barragán de 848 MW de potencia, que a lo largo de 2023 aportó al sistema 4.236 GWh.

Se destaca que durante la etapa mencionada, no se registraron accidentes del personal afectado a la estación transformadora, manteniendo una alto desempeño de seguridad operativa.

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“Argentina trabaja para ser socio de la Unión Europea”

A partir de la sanción de la Ley Bases y la puesta en marcha del RIGI (Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones), el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, destacó que Argentina cuenta con un marco regulatorio que le permite aprovechar la demanda de energías alternativas por parte de la Unión Europea.

En materia de provisión de energía la Argentina trabaja para ser un socio estratégico de la Unión Europea. Proponemos una hoja de ruta para facilitar a los inversores la compraventa de GNL e hidrógeno verde con contratos de largo plazo” afirmó el secretario de Energía.

Con estas palabras la autoridad nacional puso de manifiesto la voluntad del país para cooperar con el proceso de transición energética desde el rol de proveedor confiable de energéticos.

Con motivo de la visita de Kadri Simson, Comisaria de Energía de la UE, el Círculo de Políticas Ambientales, el CEARE (Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética) y la Unión Europea organizaron un panel sobre transición energética e hidrógeno verde e invitaron al secretario para exponer la posición argentina en la materia.

Chirillo puso de relieve que, con la sanción de la Ley Bases, el Gobierno habilitó reformas estructurales que vuelven al país un actor relevante para los mercados energéticos.

La actual gestión debió asumir un cambio en el eje de la política energética dando paso a un esquema cuyo centro es la maximización de la renta y los derechos a exportar. Con ese criterio se confeccionó el nuevo marco de incentivos que, en palabras del secretario, “Constituye un oasis para la inversión. De la mano del RIGI en 2030 tendremos una facturación de 33.000 millones de dólares, ingresarán divisas y exportaremos a los países vecinos”.

A partir de un marco normativo acorde con los criterios de seguridad jurídica que requieren las grandes inversiones, Argentina se ha dotado de las herramientas para sostener relaciones comerciales estables y duraderas.

“Con el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones y con el Régimen de la Iniciativa Privada dejamos de lado el modelo de la soberanía energética y el autoabastecimiento. Buscamos promover un esquema netamente exportador a través de incentivos tributarios, aduaneros y cambiarios” explicó.

Esta nueva arquitectura legal complementa nuestros recursos naturales con el objetivo de convertir en realidad todo el potencial argentino en diversas fuentes de energía, tanto las alternativas (GNL e hidrógeno verde) como las no convencionales (shale oil y shale gas).

De acuerdo con el diálogo establecido entre Chrillo y Simson las actividades de cooperación mutua entre Argentina y la UE abarcarán el régimen de derechos de emisión, la asistencia técnica en evaluación ambiental en hidrógeno, la formación de capacidades en todos los niveles y la eficiencia energética.

El secretario estuvo acompañado por la subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético, Mariela Beljansky y Griselda Lambertini, integrante del Consejo Asesor de ENARGAS.

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Ahorro energético: ordenan reducir el consumo de luz en los edificios públicos nacionales

El Gobierno ordenó reducir el consumo energético en todos los edificios públicos nacionales, en línea con el objetivo de ahorro económico y eficiencia energética, mediante la Resolución 148/2024 publicada este miércoles en el Boletín Oficial

La medida, amparada en la emergencia del Sector Energético Nacional declarada a finales del año pasado, dispuso que las empresas distribuidoras de energía “deberán modificar la potencia eléctrica contratada por los Organismos Públicos a fin de reducirla a la máxima potencia demandada en el mes inmediato anterior a que entre en vigencia la presente resolución, con el objetivo de cumplir con criterios de ahorro económico y eficiencia energética”.

En tanto que “en caso de que hubiere variación de potencia eléctrica estacional, la potencia eléctrica contratada deberá adecuarse al período de alta demanda, y posteriormente reducirse, de modo de permitir una adecuada capacidad de suministro y funcionamiento de las instalaciones y equipos consumidores instalados en las dependencias de los Organismos de la Administración Pública Nacional”.

Asimismo, la normativa aclaró que “si hubiere Organismos Públicos que hubieren excedido el límite de consumo contratado y se encuentren cumpliendo penalidad por dicho exceso, la recontratación deberá efectuarse una vez finalizado dicho período”.

Al mismo tiempo, se determinó que todos las dependencias públicas “deberán implementar el Programa de Uso Racional y Eficiente de la Energía (PROUREE)”, mientras que tendrán que ir “completando y actualizando la información requerida en las etapas previstas en la metodología de implementación (Registro, Revisión Energética y Planes de Eficiencia Energética), que contempla distintos registros que permiten mediante la centralización de la información mejorar los procesos involucrados, con el objeto de fortalecer el PROUREE”.

El mencionado plan se creó con el fin de mejorar la eficiencia energética de los sistemas de iluminación de los edificios públicos, capacitar al personal en buenas prácticas de uso eficiente de la energía, incluir en los sistemas de compras del Estado Nacional criterios de eficiencia energética para la adquisición de bienes y servicios, y confeccionar un inventario detallado y actualizado de todas las instalaciones de energía eléctrica, gas, equipos de acondicionamiento de aire, sanitarios y agua potable de todas las dependencias estatales.

El documento oficial que lleva la firma del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, argumentó la decisión señalando que “resulta necesario y conveniente que el sector público asuma una función ejemplificadora ante el resto de la sociedad, implementando medidas orientadas a optimizar el desempeño energético de sus instalaciones”.

Además, sostuvo que “la eficiencia energética en edificios públicos permitirá el mantenimiento de los servicios energéticos a un menor costo, protegiendo el medio ambiente y fomentando la sostenibilidad”.

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Combustibles: recesión y aumentos se traducen en fuerte caída de la demanda

Los combustibles volvieron a aumentar este mes, se ubican entre los más caros de la región y ese valor se tradujo en una caída de la demanda. Si se toma el tipo de cambio oficial, el valor de las naftas “grado 2″ ya están en Argentina por encima de Brasil, Bolivia y Paraguay, y en el caso del gasoil “grado 2″, también supera el precio de Chile y quedó muy cerca de Uruguay, país que tiene los precios de combustibles más altos de la región.

El segundo semestre se inició en Argentina con un aumento promedio del 4% en el precio de los combustibles. “A lo largo de los últimos meses el incremento del precio de los combustibles en surtidor por debajo del ritmo de variación de los precios domésticos condujo a un abaratamiento progresivo de los mismos en el mercado local medidos en moneda constante. Seguramente incidió en la recuperación parcial de la demanda en el mes de mayo”, dice un informe de la consultora Economía y Energía. Sin embargo, el precio de los combustibles aumentó fuertemente respecto de los precios que tenían hasta diciembre pasado y ese aumento junto a la recesión hicieron que en el período enero-mayo la demanda de nafta súper haya caído 2% y para la premium, una retracción del 22%.

De acuerdo con el informe, la caída se dio en todo el país, excepto la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, que en el período enero-mayo tuvo un incremento del 7,9%. En la provincia de Buenos Aires la caída fue de 8,2%.

En Misiones se produjo un desplome del 29%: por un lado, se trata de la provincia con los precios de los combustibles más caros del país y, por otro, debido a los aumentos, registró el colapso de demanda de automovilistas de países vecinos. Según Economía y Energía, en Puerto Iguazú la demanda cayó 50%, en tanto que Posadas la retracción alcanzó al 36%. En la misma situación está Clorinda, en la provincia de Formosa y vecina a Paraguay, donde la demanda cayó 60%.

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Petróleo récord: se registró la producción más alta en 16 años

De acuerdo a los datos relevados por la secretaría de Energía, la Argentina alcanzó la producción de crudo más alta durante mayo con 3.365.742 m3 de petróleo acumulado. Un valor no registrado durante los últimos 200 meses. Se trata de valores que no tienen precedentes desde 2008, aunque los datos relevados previo a esa fecha fueron realizados bajo otra metodología, por lo que no tiene punto de comparación. Por otro lado, durante los primeros cinco meses de 2024 se acumularon más de 16 millones en el país.

En cuanto a lo registrado, entre enero y mayo se acumularon 16.343.064 m3 de crudo en el país. Esto se trata de un crecimiento del 8,75% en comparación con el año pasado. Por otro lado, desde el 2009 al 2023 nunca se había superada la barrera de los 16 millones de m3. Tan solo en 2023 se alcanzó superar los 15 millones de m3, entre los primeros cinco meses del pasado año.

En Neuquén se encuentra la formación de Vaca Muerta y hoy la provincia patagónica representa el 55% del total de crudo producido en el país. Hasta hace unos años, esta apenas alcanzaba el 20%. Por lo que dicho crecimiento podría ser una de las justificaciones por el crecimiento del yacimiento petrolífero. Fue así que durante mayo en la provincia neuquina se produjeron 1.906.135 m3. Esto representó un incremento de 20,48% en comparación al mismo mes de 2023.

Asimismo, durante los primeros cinco meses del año se alcanzó una producción de 9.132.389 m2. Un 25,5% más que el mismo período de 2023 y el doble de lo que se producía hace apenas tres años en esa provincia. Finalmente, en Río Negro se registraron caídas del 14,3% en su nivel de producción. Chubut, por su parte, padeció un retroceso del 3,73% y Santa Cruz bajó su crudo en un 0,41%. En tanto, Mendoza logra una recuperación del 1,82%. 

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Cairella suma asesores en Cammesa, pero Rodríguez Chirillo le prohibió comprar combustibles para generar energía

Mario Cairella, vicepresidente de Cammesa, la empresa encargada del despacho de energía y administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), avanza en el armado de su equipo y decidió sumar a la compañía a Juan Manuel Alfonsín, director ejecutivo de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) y una persona de su confianza, como asesor técnico con el objetivo hallar soluciones para el segmento de generación y trasladárselas a la Secretaría de Energía. Sin embargo, este miércoles a través de la Resolución 150/2024, el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, le prohibió a Cammesa comprar combustibles líquidos para generar energía en las centrales térmicas, atacando de raíz el funcionamiento del sector eléctrico.

Concretamente, en la normativa publicada en el Boletín Oficial, se decidió derogar la Resolución 2022 de 2005. A través de esa normativa, publicada tres años y medio después de la caída de la Convertibilidad que se llevó puesto al mercado a término de energía, el estado asumió ese rol a través de Cammesa porque los generadoras alegaban que no tenían fondos para hacerlo como consecuencia del congelamiento tarifario y de la remuneración que percibían. Desde entonces, la resolución 2022 funcionaba como un paraguas regulatorio para Cammesa, la compañía encargada del despacho de energía, pueda importar combustibles líquidos para garantizar el normal funcionamiento del parque de generación.

Por medio de la resolución 150 publicada hoy, Rodríguez Chirillo bloquea la posibilidad de que Cammesa pueda seguir comprando combustibles para generar electricidad. De fondo, el secretario pretende que Cammesa restrinja sus competencias a las que poseía con el marco regulatorio de los ‘90.

Mario Cairella, vicepresidente de Cammesa; y Eduardo Rodríguez Chirillo, secretario de Energía.

El problema, según advierten múltiples fuentes privadas consultadas por EconoJournal, es que la normativa redactada por Rodríguez Chirillo no explica cómo se va a hacer reemplazar el esquema que estaba vigente desde hace 20 años, dado que no precisa quién va a ser el encargado de comprar los combustibles. «Es un acto de irresponsabilidad porque la medida de hoy apunta a que sean los privados los encargados de adquirir combustible para generación, pero la mayoría de las generadoras sostiene que con el nivel de subsidios del Estado que sigue requiriendo el sector eléctrico por el atraso de las tarifas, es inviable que los privados puedan asumir esa tarea», explicó el gerente general de una empresa eléctrica.

La expectativa de los privadios es que la inminente designación de Daniel González como viceministro de Energía y Minería y hombre de confianza de Luis ‘Toto’ Caputo en el área, sirva para ordenar la gestión de la cartera y mejorar la interlocución con el sector.

Ola de frío

En el borde, fuentes del sector precisan que la de hoy es una medida imprudente puesto que si la ola de frío se extiende más de lo previsto o surge un imprevisto en el funcionamiento del sistema que derive en que se tenga que comprar gasoil de urgencia, no hay una normativa que le permita a Cammesa ejecutar esa transacción, sino que eso únicamente se podría hacer por cuenta y orden de los directores de la compañía mixta, lo cual representa un riesgo.

Aún así, fuentes del mercado eléctrico indicaron que Cammesa posee stock de combustibles líquidos para poder pasar el invierno sin tener que comprar gasoil, siempre y cuando ola de frío que aqueja al país, que obliga a consumir cerca de 20.000 m3 de gasoil por día en las centrales termoeléctricas, no se extienda más de la cuenta (debería empezar a disiparse durante el fin de semana).

Armado del equipo

Cairella, un directivo que llegó a Cammesa con el aval del ministro de Economía y que reportaba a Diego Aduriz, jefe de asesores de Caputo, sigue buscando referentes para sumar a su equipo. El objetivo es hallar a una persona que tenga el mismo expertise que Alfonsín, pero para el área de transporte.

“El origen de la contratación de Juan Manuel Alfonsín tiene que ver con la meta de adaptar la estructura de Cammesa, para que pase de ser una compañía que sólo se enfoca en cumplir con lo que la Secretaría de Energía pide, a una que también emita su opinión para ayudar a la Secretaría a tomar la mejor decisión posible”, detallaron fuentes al tanto del proceso a EconoJournal.

Juan Manuel Alfonsín

En esa clave, plantearon que “la idea es acercarle a la Secretaría soluciones ya digeridas a los problemas que tienen las generadoras, transportistas y distribuidoras. La designación de Alfonsín tiene que ver con lograr la mejor conexión posible con los generadores”.

Trayectoria

Alfonsín es abogado egresado de la Universidad Nacional de La Plata. Cuenta con más de 25 años de experiencia en el sector eléctrico. Si bien, en la actualidad se desempeña como director ejecutivo de CADER, en 2020 ejerció el cargo de vicepresidente de la institución.

En su camino profesional, trabajó en Iberdrola y Pan American Energy (PAE).  Fue jefe comercial de la Comercializadora de Energía Eléctrica y Gas del Grupo Endesa – actualmente Grupo Enel- y también gerente comercial de Empresa Distribuidora de Electricidad de La Rioja (EDELAR).

Realizó análisis y prospección de parques eólicos y solares fotovoltaicos en la Argentina y en otros países y asesoró a compañías de peso internacional. Además, cuenta con experiencia en la firma de contratos de exportación de energía y potencia.

Fuentes al tanto de la designación sostuvieron: “Alfonsín tiene más de 20 años en el mercado y conoce a todos los actores de generación térmica y sus problemas. También, de las renovables. Por eso, es necesario contar con alguien que desde Cammesa mire la realidad de los generadores”.

Soluciones

Teniendo en cuenta los picos de consumo que se registraron durante el último verano, sumado a las limitaciones que presenta el sistema eléctrico -que está saturado por la falta de inversión y el congelamiento tarifario-, el objetivo de Cammesa es trabajar en conjunto con los generadores y definir pasos a seguir para lograr un óptimo funcionamiento y solucionar los cuellos de botella que aquejan al sistema.

En esa línea, la idea es solucionar problemas de generación y transporte a fin de minimizar los cortes de suministro que se proyectan para los meses de verano en el país, y que las empresas puedan continuar brindando energía.

Frente a este escenario, uno de los puntos a resolver es la infraestructura y la incorporación de generación. En el último tiempo algunas máquinas han sido afectadas del servicio de forma definitiva y otras harán lo propio en 2025, por lo que se deberá buscar la forma de sumar nueva generación. Es por esto que también se tendrán que ejecutar obras de transporte para poder incorporar esa generación e impulsar el desarrollo de las renovables.

, Loana Tejero

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Anticipan sobreoferta solar y guerra de precios de cara a la licitación PEG-5 en Guatemala

El lanzamiento de la licitación PEG-5 mantiene expectante a todo el sector energético de Guatemala. Y las energías renovables buscarán demostrar su competitividad en esta convocatoria que se prevé que será la más grande de la historia del mercado guatemalteco con un requerimiento en el orden de los 1200 MW.

En la antesala de este proceso, Energía Estratégica contactó a Sergio Herrarte, analista financiero especializado en mercado de capitales y energía, para conocer su lectura sobre los riesgos y desafíos que enfrentan los proponentes que se preparan para ofertar con proyectos fotovoltaicos.

“Va a haber una sobreoferta de proyectos solares en Guatemala y esto significa que habrá una guerra de precios. Si quieres competir y ganar la licitación vas a tener que competir en precio, entonces cada centavo cuenta porque vas a competir con muchísima más gente”, introdujo el analista consultado.

Aquello no sería nuevo. El año pasado se observó una sobreoferta de equipos solares a nivel mundial, incluida una disminución significativa en el precio del polisilicio, que ha llevado a una reducción de hasta el 50% en los costos de los productos solares. Sin embargo, Sergio Herrarte advirtió que esta reducción en el CAPEX de los proyectos debe ser interpretada con cautela debido a los costos adicionales que se presentan al momento de implementar los proyectos en Guatemala.

«Esta sobreoferta definitivamente va a ir acompañada de una sobredemanda y eso lo vamos a ver reflejado en la PEG-5», comentó Herrarte.

Siguiendo con su análisis, aunque los productos solares pueden ser adquiridos a precios reducidos, la competencia en el mercado nacional se torna cada vez más intensa, y la capacidad de transmisión de energía es limitada. Esto significa que los desarrolladores deben ser extremadamente precisos al seleccionar las ubicaciones para sus proyectos, considerando no solo la disponibilidad del recurso solar, sino también los costos de arrendamiento de tierras y conexión al sistema nacional de transmisión.

Los costos hundidos, aquellos que no se consideran inicialmente, como el arrendamiento de tierras, han adquirido mayor relevancia. «El costo de arrendamiento creo que va a subir muchísimo para proyectos solares y eólicos», afirmó Herrarte.

En un mercado mayorista tan maduro como el guatemalteco, los márgenes de beneficio se podrían reducir aún más en estas tecnologías variables debido a la necesidad de competir no solo en precios de energía, sino también en la capacidad de ofrecer potencia firme. No obstante, la reciente aprobación de la regulación de almacenamiento añadiría más certeza a los proyectos renovables de cómo competir.

«La regulación de baterías logró que eso se desenmarañara», comentó el analista y explicó que, aunque implicará costos iniciales más altos, aquellos que quieran ofertar potencia firme además de la energía de las fuentes solares y eólicas variables podrán hacerlo mediante la subcontratación de potencia o la instalación de baterías de respaldo.

Impacto en los PPA y la competencia de precios

La competencia de precios está a la orden del día. La tendencia global hacia PPAs más económicos podría aplicar en el escenario guatemalteco. Al respecto, Herrarte advierte sobre la «canibalización» de precios que podría darse y que algunos proyectos solares oferten precios extremadamente bajos, posiblemente insostenibles a largo plazo.

Algo de esto ya se vio en la PEG-4. Desde la óptica del analista consultado, “puede ser que la PEG 4 haya sido una un preámbulo de algo que puede suceder ahora del mediano plazo en la PEG 5, donde haya proponentes que lleguen a ofertar hasta 100% menos el precio del kilovatio hora que oferta la media”. Este fenómeno generaría preocupación sobre la viabilidad de los proyectos y la capacidad de los oferentes para cumplir con sus compromisos financieros y operativos.

Un dato no menor es que aquella competencia agresiva en precios, impulsada por la sobreoferta de proyectos solares, podría llevar a una reducción significativa en los márgenes de beneficio, haciendo que cada centavo cuente en las proyecciones financieras. «Hay buenas noticias a nivel internacional para proyectos solares, pero tenemos que traerle a la realidad nacional», subrayó Herrarte, enfatizando la necesidad de considerar los riesgos específicos del ecosistema guatemalteco.

Para evitar que la PEG-5 se convierta en un escenario de especulación y grandes fracasos, Herrarte sugirió que la capacidad de transmisión de energía se incremente urgentemente. «El sistema debe ser capaz de absorber proyectos», sostuvo, destacando la importancia de una acción pública que mejore la infraestructura de transmisión en el país.

Si bien Herrarte mencionó que las políticas públicas actuales en Guatemala han sido efectivas para mantener una oferta energética constante durante la reciente crisis energética en la región, se refirió a mejorar la planificación y capacidad de respuesta ante las nuevas necesidades del mercado.

“Creo que tenemos que idear una forma en la que la transmisión se mueva al mismo ritmo de la demanda como lo ha hecho la generación. Creo que eso puede ser una solución para ir mitigando los riesgos que puede traer este aumento en la demanda que también es importante”, argumentó.

Un sistema de transmisión más amplio permitiría una mayor cantidad de oferentes con capacidad de maniobra, reduciendo la especulación y promoviendo una competencia más saludable basada en la capacidad real de los proyectos.

“Si abrís más la capacidad de recepción de energía, va a haber más oferentes y los especuladores van a entender que no tienen que especular para ganar, sino que va a ganar la oferta con el proyecto sostenible más competitivo”, concluyó Sergio Herrarte, analista financiero especializado en mercado de capitales y energía.

De esta manera, la licitación PEG-5 en Guatemala presenta un escenario desafiante pero con grandes oportunidades para los desarrolladores de proyectos. En el caso de la energía solar, la sobreoferta de tecnología, la competencia agresiva en precios, los costos hundidos a considerar y aquellos retos relacionados con la transmisión y el almacenamiento, configuran un panorama complejo que requerirá ser más minuciosos y creativos en las proyecciones financieras para mitigar los riesgos.

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Canadian Solar advierte un escenario atractivo para nuevos proyectos fotovoltaicos en México

México se encuentra en una etapa de transición de gobierno que generaría mucha expectativa al inversionista. Más aún considerando que en el último año, empresas internacionales habrían volteado a ver al país para relocalizar parte de sus actividades productivas.

Durante una reciente entrevista en el marco del Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Armando Muñoz Gil LaMadrid, director general para México, Centroamérica y el Caribe de Canadian Solar, se refirió a estos temas compartiendo su lectura del momento que atraviesa el mercado y las oportunidades que se abrirían para la energía solar fotovoltaica.

“Al famoso nearshoring no lo detiene nadie”, aseguró Muñoz, en relación a que ni el gobierno actual ni los próximos podrían anteponerse a la ola de relocalización de empresas.

Desde la óptica del director para el norte de Latinoamérica de Canadian Solar, los nuevos actores llegarían con un mandato de sus casas matrices y “una presión internacional muy fuerte” para cumplir con metas de sostenibilidad frente al cambio climático y eso podría requerir de una rápida respuesta del sector fotovoltaico para asegurar un suministro eléctrico limpio renovable a las nuevas industrias.

“Hay un fuerte impulso del nearshoring que está viniendo a México y eso lo tenemos que aprovechar porque esas oportunidades se dan una vez cada 10 años. Hay que aprovecharlo, hay que capitalizarlo”, expresó Armando Muñoz indicando que este sería un primer driver para el mercado fotovoltaico mexicano.

Un segundo driver estaría dado por la conveniencia económica de optar por alternativas de generación sostenibles: “los precios bajos definitivamente van a impulsar mucho los nuevos desarrollos”, consideró Muñoz.

Y añadió: “yo creo que unos precios bajos deja más que claro que la energía solar es la energía más rentable o más viable al día de hoy”.

De allí, consideró que a los desarrolladores les hace todo el sentido apostar por nuevos proyectos de generación fotovoltaica. Ahora bien, también puso sobre la mesa de debate que los fabricantes enfrentan presiones para ser competitivos, a la vez de obtener volumen y profitability, complejizando el escenario para los tecnólogos.

Canadian Solar, empresa que desde el año 2013 está operativa en México apostando a un equipo local, ha desplegado una estrategia de negocios contemplando aquellas variables del mercado para atender a los tres segmentos de mercado residencial, comercial-industrial y utility. Y en la actualidad, vistas las oportunidades de desplegar nuevas instalaciones en industrias, están destinando más esfuerzos al mercado de generación distribuida con una oferta diversa que incluye además de módulos fotovoltaicos, inversores y baterías, posicionándose como un aliado clave para nuevas instalaciones fotovoltaicas en México.

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Las recomendaciones de CAF para un nuevo marco regulatorio de energías renovables en Bolivia

El sector político y energético de Bolivia propone elaborar un nuevo marco normativo para promover la transición energética y la adopción de nuevas tecnologías y servicios, tras la implementación de varios decretos en la materia a lo largo de los últimos años. 

Tal es así que desde el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) brindaron una serie de recomendaciones al sector político y energético de Bolivia sobre los elementos claves a tener en cuenta de la normativa para que se promueva el cambio de la matriz de generación.

“La nueva normativa debería ser flexible a la incorporación de nuevas tecnologías (…) A la par de ser flexible en cuanto aceptar y corregir errores, porque estamos en una etapa de desarrollo en la cual pueden suceder elementos que no resulten lo esperado”, apuntó Juan Ríos, especialista de la Comunidad Andina de Fomento y ejecutivo principal en la dirección de transporte y energías del CAF.

“Por otro lado, debe estar abierta a que participen todos los sectores involucrados y que, desde el punto de vista tarifario, debe permitir revisiones y adecuaciones; como también consideraciones impositivas para facilitar la entrada e integración de nuevas tecnologías y el desarrollo de aquellos vectores que se consideren importantes”, agregó durante un foro. 

Cabe recordar que el país no posee una ley meramente de impulso a las energías verdes, sino que en su ley N°300 (Marco de la Madre Tierra y Desarrollo Integral para Vivir Bien) en la cual se establece el cambio paulatino de combustibles líquidos por gas natural y el “incremento gradual” de las renovables.

Mientras que, entre el 2021 y 2022, la actual gestión de gobierno lanzó los Decretos Supremo N°4539 y N°4794, a fin de brindar incentivos tributarios para soluciones vinculadas a las energías limpias y la movilidad eléctrica; y para permitirle al sector industrial cambiar la fuente de alimentación eléctrica y migrar al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Además, Juan Ríos apuntó a la importancia de implementar mecanismos como subastas abiertas que no sean discriminatorias en cuanto a tecnologías para garantizar la sostenibilidad del sistema eléctrico, la seguridad del suministro, tarifas equitativas y la reducción del consumo de combustibles fósiles.

Herramienta que podría tomar mayor forma si realmente el país avanza con el plan de expansión del SIN para lograr una mayor participación de energías verdes que recientemente dio a conocer la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE Corporación) y que plantea la suma de aproximadamente 4670 MW renovables hacia el 2050

“Debe ser una normativa realista, con la consideración de temas ambientales desde todas las ópticas, que esté ajustada a alcances medibles que no afecten el desarrollo productivo. Y en el corto y mediano plazo, el país debería enfocarse en que la normativa contenga la parte reglamentaria respecto al almacenamiento de energía, en cuanto a operatividad, tarifas, cómo funcionarán las baterías y esquemas de bombeo”, subrayó. 

“También se requiere una hoja de ruta de transición energética que implique una definición clara de las metas a conseguir, un consenso entre los actores participantes del sector, de la necesidad de proceder con la transformación y asegurar recursos económicos, tanto para el financiamiento de proyectos y para apoyar el desarrollo de los elementos de política pública y apoyo especializado”, añadió el ejecutivo principal del CAF.

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Resolución 701 051: ¿cómo se remuneran las comunidades energéticas en Colombia?

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) se encuentra trabajando, de manera coordinada con el Ministerio de Minas y Energía (MINEM) y la Unidad de Planeación Minero – Energética (UPME) en la reglamentación de las comunidades energéticas en Colombia.

En efecto, días atrás, la CREG en su sesión No. 1322 del 13 de junio de 2024, aprobó someter a consulta pública el proyecto de resolución resolución 701 051 “Por la cual se armoniza la regulación para la integración de las comunidades energéticas al Sistema Energético Nacional y se dictan otras disposiciones”.

En este marco, Javier Campillo, Viceministro de Energía en el MINEM, hace un análisis detallado de cómo se conectan y remuneran las comunidades energéticas, según la resolución 701 051 publicada para comentarios.

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“Esta nueva resolución, abre el camino para un mercado mucho más rentable en eficiencia energética, en donde se maximice el auto-consumo proveniente de FNCER y se optimicen las exportaciones de energía entre usuarios, a la vez que se le ofrece a los operadores de red (ORs), una gran oportunidad para reducir las pérdidas en distribución, al optimizar la distribución de energía por circuitos, en microrredes eficientemente gestionadas, usando el costo como elemento transaccional al interior de las mismas”, explica.

De acuerdo al especialista, se trata de un nuevo modelo transaccional donde todos los actores de la red de distribución “ganan” ya que ofrece a los usuarios un menor costo en sus facturas, al acceder a un mercado transaccional de intercambio de energía entre usuarios.

Procedimiento de Conexión

Cada usuario de la comunidad energética conectada al Sistemas de Distribución Local (SDL) deberá dar cumplimiento con lo establecido en la resolución 174 de 2021 para AGPE, en potencias de hasta 1MW (aplican las condiciones para instalaciones entre 0-0.1MW y entre 0.1-1MW).

Según lo establecido en el Capitulo 10 de la Resolución CREG 015/18: “Cualquier usuario autogenerador del SDL o STR con capacidad instalada mayor a 100 kW deberá contratar capacidad de respaldo de la red, en la cantidad que defina dicho usuario y sujeto a la disponibilidad técnica del OR.”

En conjunto, la suma de los múltiples generadores, no podrá exceder 5MW y su máxima dispersión estará limitada a que todas las unidades de generación y usuarios de cada comunidad energética deben pertenecer al mismo mercado de comercialización deben estar inmersos en el mismo SDL, como lo establece la resolución 000501 de 28 de Junio de 2024 de la UPME.

Finalmente, se debe realizar el registro de la comunidad energética en el Registro Único de Comunidades Energéticas (RCE) de acuerdo con lo establecido en la resolución del Ministerio de Minas y Energía 40136 de 2024.

En la figura 3, Campillo ilustra un ejemplo de comunidad energética tipo AGRC, conectada al SDL, en diferentes puntos geográficos y diferentes tipos de usuarios: Residenciales, Comerciales y AGPEs.

Figura 3. Conexión de diferentes usuarios en una Comunidad Energética tipo AGRC

El funcionario especifica que dada la respuesta dinámica que se espera de las comunidades energéticas, éstas podrán recibir nuevos miembros, así como se podrán retirar miembros existentes en cualquier momento, siguiendo los procedimientos establecidos en la resolución de la que trata ésta publicación.

Remuneración de comunidades energéticas

Campillo destaca que la remuneración de comunidades energéticas tipo AGRC, responde a los lineamientos de la CREG 174/21 con agregación de fronteras (excedentes y demandas) con distribución de excedentes al interior de los miembros de la comunidad, remunerados bajo condiciones de créditos de energía para potencias de hasta 1MW.

«Cada miembro de la comunidad energética deberá contar con los sistemas de medición establecidos en el articulo 19 de la resolución 174 de 2021», enfatiza.

Al tomar como ejemplo la figura 4, en las condiciones existentes del mercado (CREG 174/21), un usuario puede consumir energía, o en caso de contar con su propia generación y operar como APGE, puede exportar excedentes a la red, de la siguiente forma:

Exportación tipo 1: Cuando la producción de excedentes es inferior a la importación de energía, remunerados como crédito de energía al valor del costo unitario, menos el costo de comercialización (CU-C).
Excedentes tipo 2: Cuando la producción de excedentes supera la importación de energía. Se remunera al precio de la bolsa de energía.

Figura 4. Mecanismo de Balance y Distribución de Balances al interior de una CE tipo AGRC

Tal como señala Campillo, en ésta nueva resolución, se realizan dos grandes modificaciones a las condiciones actuales.

El balance de exportación de energía se realiza de forma global al interior de la comunidad energética, es decir que los excedentes tipo 2, solo se presentarán en el caso que la sumatoria de la importación de energía de todos los usuarios combinados de la comunidad sea inferior a la producción de energía al interior de la misma. Esto permitirá que muchos excedentes tipo 2 que se presentan bajo las condiciones actuales de la CREG 174/21 para un usuario AGPE que no sea miembro de una comunidad, al vincularse a una, puede convertir sus excedentes tipo 2 en energía que tomará otro usuario de la misma, convirtiéndose en excedentes tipo 1 (como se muestra en la figura 4), remunerados a un costo acordado entre la comunidad (explico esto más abajo).
En el caso que se produzca más energía al interior de la comunidad, que la importación de energía de la red, se producirán excedentes tipo 2, que serán remunerados al valor de la media del costo de los contratos disponibles en el mercado.

La distribución de excedentes de energía que se realiza al interior de la comunidad se realiza mediante un acuerdo o convenio asociativo entre los miembros de la comunidad energética, regido bajo los lineamientos de la contratación privada. Se debe nombrar un representante del colectivo, que actuará como responsable para los efectos de:

Establecer tipo de comunidad energética (AGRC o GDC) y solicitar proceso de registro único de comunidad energética ante el Ministerio de Minas y Energía
Realizar el registro del Número de Identificación del Usuario (NIU) de cada miembro de la comunidad energética.
Registrar la capacidad instalada individual de cada usuario que opera como AGPE.
Administrar la distribución de excedentes al interior de la comunidad energética.

«En todo caso, cada usuario, sigue siendo usuario del comercializador al que se encuentra registrado y todos los usuarios deben estar registrados con el mismo comercializador. Un usuario que se retira del comercializador que atiende los usuarios de la comunidad energética, automáticamente se retiraría de la comunidad energética. Las actividades del comercializador se mantienen intactos», concluye el académico.

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Generadora Metropolitana inaugura el parque fotovoltaico más grande de Chile

Con la presencia autoridades nacionales, regionales y locales, Generadora Metropolitana, empresa propiedad de AME y el grupo francés EDF, inauguró el proyecto CEME1, el parque fotovoltaico más grande de Chile.

Este parque, ubicado a siete kilómetros de María Elena, en la Región de Antofagasta, cuenta con 480 MW de capacidad instalada, más de 882 mil paneles solares fotovoltaicos y generará energía para más de 500 mil hogares.

“Hoy estamos orgullosos de inaugurar el parque fotovoltaico más grande de Chile, el cual inyectará energía limpia y eficiente al Sistema Eléctrico Nacional. CEME1 es un proyecto ambicioso y visionario, ya que no sólo se impone por su capacidad, sino también por su tecnología y eficiencia”, dijo Diego Hollweck, gerente general de Generadora Metropolitana.

En esa línea, el ejecutivo explicó que CEME1 se distingue por su innovador uso del suelo, logrando una mayor potencia por hectárea gracias a su estructura fija con módulos orientados al este y al oeste. Dicha característica no solo maximiza la eficiencia, sino que también representa un uso más sostenible y responsable del espacio.

En cuanto a eficiencia en el uso del agua, Hollweck detalló que, gracias a la robotización de los procesos de limpieza de los paneles, “hemos logrado reducir el consumo de agua hasta un 90% en comparación con proyectos similares. Esta innovación no solo es un avance tecnológico, sino también un compromiso con la preservación de nuestros recursos naturales”.

El ministro de Energía, Diego Pardow, destacó que “en Chile hemos sido capaces de construir políticas de Estado que entregan certezas a los inversionistas para que este tipo de proyectos siga concretándose. La inauguración del proyecto fotovoltaico CEME1 es un paso más para que nuestro sistema eléctrico deje de depender de los combustibles fósiles y avancemos hacia la descarbonización de nuestra matriz energética”.

En tanto, el CEO de EDF Chile, Joan Leal, afirmó que “CEME1 es un hito para Chile y el Grupo EDF, al consolidar un portafolio de proyectos que apoyan la transición energética, en línea con los objetivos globales de carbono neutralidad del país y de la compañía. Este proyecto representa un logro no sólo para EDF, sino para Generadora Metropolitana, cuyo equipo hizo un gran trabajo en términos de planificación y ejecución”.

“Con este proyecto Generadora Metropolitana ha logrado consolidarse como un actor relevante en el mercado chileno lo que, junto a la diversificación de sus proyectos, permitirán que la empresa afronte los desafíos de la transición energética de una manera segura y sostenible en el tiempo”, dijo el presidente de AME, César Norton.

Generadora Metropolitana iniciará próximamente la instalación de más de 1,7GWh de baterías, lo que permitirá almacenar la energía producida. Esto incrementará la eficiencia del parque, proporcionando un suministro más constante y fiable de energía renovable.

Generadora Metropolitana

Generadora Metropolitana, propiedad de la francesa EDF y la chilena AME, es una de las empresas de generación de energía eléctrica más grande de Chile. Cuenta con tres centrales de generación ubicadas en puntos estratégicos del Sistema Eléctrico Nacional y dos proyectos solares aprobados.

Generadora Metropolitana provee soluciones energéticas para mejorar la calidad de vida de las personas, con un fuerte foco en la responsabilidad ambiental, la seguridad, la innovación, el compromiso social y en sus colaboradores.

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ShineElite Bogotá 2024 de Growatt: un cierre exitoso marcado por innovación y sostenibilidad

El 20 de junio, más de 60 participantes asistieron al seminario técnico «ShineElite Bogotá 2024» en Bogotá, Colombia. Los asistentes se interesaron especialmente en la gama de productos de Growatt, incluyendo los nuevos inversores residenciales de la Serie X2, el innovador microinversor NEO, y la robusta serie de inversores XL2.

El microinversor NEO, con modelos de 1200W a 2000W, captó mucha atención por su diseño optimizado, tecnología avanzada para una conversión segura, arranque rápido a solo 20V y sistema de monitoreo inteligente.

Este lanzamiento destacó junto a la serie X2, compatible con módulos de alta potencia, y el inversor trifásico de 220V de la serie XL2, demostrando la innovación continua de Growatt.

Los sistemas de almacenamiento de energía, como el inversor híbrido WIT con la batería APX para aplicaciones comerciales e industriales, y el inversor híbrido SPH con la batería ALP para uso residencial, fueron discutidos con entusiasmo por sus capacidades de desplazamiento de carga y reducción de picos.

Este seminario refuerza el compromiso de Growatt con el mercado colombiano y su liderazgo en innovación, ofreciendo soluciones energéticas avanzadas y adaptadas a las necesidades locales. Growatt continúa consolidando su presencia en América Latina con productos de alta tecnología y capacitaciones que empoderan a los profesionales del sector, contribuyendo al desarrollo sostenible de la región.

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El gobierno dejó sin efecto la adjudicación de los contratos TerConf destinados a ampliar el parque de generación

Tal como anticipó EconoJournal el lunes, el gobierno dejó sin efecto la adjudicación de los Contratos de Abastecimiento de Confiabilidad de Generación Térmica (TerConf) a través de la resolución 151/2024, que saldrá publicada este miércoles en el Boletín Oficial.

El gobierno de Alberto Fernández había realizado el 27 de julio del año pasado una convocatoria abierta nacional e internacional con el objetivo de sumar 3340 megawatt (MW) de potencia térmica al sistema interconectado. La licitación se concretó el 26 de septiembre y el 24 de noviembre se adjudicaron los contratos de compra-venta de energía (PPA’s, por sus siglas en inglés), pero una de las primeras medidas que tomó el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo a poco de asumir fue suspender el proceso de firma de los mismos.

Luego de seis meses sin tomar una definición, ahora el gobierno anuló ese proceso. “La decisión responde a que la adjudicación se realizó a menos de un mes de la asunción del presidente Javier Milei, lo que resulta llamativo y un motivo más que suficiente para revisar el proceso llevado a cabo”, destacaron a EconoJournal fuentes oficiales. “En el actual contexto de emergencia económica y energética, se va a evaluar en profundidad las diferentes alternativas de abastecimiento, en el corto y mediano plazo, y los costos asociados”, agregaron las mismas fuentes cercanas al ministro de Economía Luis Caputo.

Diferencias con el gobierno anterior

La licitación TerConf buscaba asegurar el suministro a largo plazo, con generación eficiente y modernización de equipos y reforzar nodos críticos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), sobre todo en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Sin embargo, el gobierno de Javier Milei quiere que Cammesa vaya reduciendo su campo de operaciones para limitarse a las funciones que le asignaba la Ley 26.045. Aspira a que la compañía mixta deje de comprar lo antes que se pueda el combustible que se utiliza para generar electricidad en usinas termoeléctricas —la intención es que esa tarea vuelva a estar en cabeza de los privados—y que no firme más contratos de tipo PPA’s para ampliar el parque de generación.

La Secretaría de Energía preferiría que los contratos de TerConf se firmen directamente entre generadores y distribuidores, pero se piensa en algún tipo de garantía estatal de última instancia porque en el gobierno tienen claro que la mayoría de las distribuidoras no son en la actualidad sujetos de crédito confiables.

“La emergencia energética en curso requiere que toda oportunidad de ahorro de energía eléctrica y los recursos económicos asociados deban ser cuidadosamente evaluados y valorados en función del interés público en juego”, se destaca en los considerandos de la resolución 151/2024.

Uno de los aspectos que se cuestiona desde el gobierno es que la resolución 621/2023 que convocó a la licitación dispuso en su artículo 7 que los Contratos de Abastecimiento de Confiabilidad de Generación Térmica a celebrarse tendrían prioridad de pago en el MEM respecto al cubrimiento de los costos de combustibles para la generación de energía eléctrica.

Además, afirman que “la experiencia indica que el grado de utilización de los equipos resulta extremadamente bajo y que requieren del repago del costo de capital, que bajo las actuales circunstancias económicas los agentes Distribuidores y Grandes Usuarios del MEM y, en definitiva, los usuarios finales no están en condiciones de financiar y/o garantizar, según el caso, tal como lo requieren este tipo de proyectos”.

Devolución de dinero

A raíz de esta decisión, Cammesa procederá a reintegrar los montos correspondientes al esquema de pagos hasta la habilitación comercial, en concepto de pago inicial por adjudicación y pagos mensuales para mantenimiento de la adjudicación, a los proyectos que hubieran resultado adjudicados oportunamente y la garantía de mantenimiento de oferta.

, Redaccion EconoJournal

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Se instalará un barco para exportar GNL y Río Negro negocia ubicarlo en su Golfo

Fuentes gubernamentales reconocen conversaciones y evaluaciones de las condiciones para que esa estación flotante se instale en el Golfo San Matías. Esta semana, la empresa argentina Pan American Energy firmó un acuerdo con la noruega Golar LNG con el propósito de instalar un barco flotante de licuefacción en Argentina que producirá gas natural licuado (GNL) para su exportación. El barco, propiedad de Golar LNG y de una longitud de casi 300 metros, puede producir hasta 2,4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural. La inversión anual fue estimada en 300 […]

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Inversiones: Cuales llegarían al país tras la aprobación del RIGI

El Gobierno confía en que la reciente aprobación de la Ley Bases y la implementación del Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI) serán motores fundamentales para atraer nuevas inversiones en Argentina. Sin embargo, economistas como Martín Redrado sostienen que, sin un horizonte claro de levantamiento del cepo cambiario, las inversiones podrían no llegar al nivel esperado. El ministro de Economía, Luis Caputo, ha expresado su optimismo respecto a los efectos del RIGI, un esquema que ofrece flexibilización impositiva, aduanera y cambiaria, incentivando inversiones superiores a US$ 200 millones con una estabilidad fiscal de 30 años. “Estamos frente a […]

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Gas: ENAP invertirá 300 millones de dólares en la perforación de 98 pozos de hidrocarburos

La estatal ingresó el proyecto al Sistema de Evaluación Ambiental, como parte del sub-bloque Picuyo, en la comuna de Primavera. La Empresa Nacional de Petróleo (ENAP) ingresó un proyecto de inversión por más de 300 millones de dólares al Sistema de Evaluación Ambiental (SEA). Se trata de la perforación de 98 pozos de hidrocarburos en Tierra del Fuego, la cual fue informada a través de una Declaración de Impacto Ambiental, al Servicio de Evaluación Ambiental, SEA Magallanes. El proyecto se desarrollará al interior de la comuna de Primavera.                         […]

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Economía: Mendoza ya puede usar los Fondos de Portezuelo para otras obras

Una vez que Alfredo Cornejo y Guillermo Francos firmaron el acuerdo y ratificaron la legislación por ley, el presidente nacional, Javier Milei, dio permiso al gobierno provincial para utilizar los fondos de Portezuelo del Viento para cualquier proyecto de infraestructura. El ministro de gobierno Natalio Mema postó en un tuit la resolución del presidente salió en el Boletín Oficial de la República Argentina. De esta manera, Alfredo Cornejo logró liberar 1.023 millones de dólares que inicialmente estaban destinados al abandonado proyecto Portezuelo del Viento y que ahora podrán aplicarse a cualquier proyecto de infraestructura. La adenda de abril pasado, que […]

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Economía: Weretilneck impulsa adhesión al RIGI para grandes proyectos en la provincia

En un significativo avance para el desarrollo económico de la provincia, el Gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, con el Acuerdo General de Ministros, presentó este lunes un proyecto de ley para la adhesión parcial a la Ley Nacional N° 27.742, específicamente al Título VII, denominado “Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones” (RIGI). El RIGI, creado para incentivar inversiones superiores a los doscientos millones de dólares estadounidenses (USD 200.000.000), ofrece un marco de incentivos fiscales, aduaneros y cambiarios por un período de 30 años. Este régimen busca atraer tanto inversiones nacionales como extranjeras, promoviendo la competitividad económica, el incremento de […]

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Actualidad: El Ministro de Hidrocarburos destacó el anuncio del PAE de iniciar la exportación de gas licuado

Federico Ponce, ministro de Hidrocarburos de Chubut, destacó el anuncio de PAE sobre su alianza con la empresa noruega Golar para comenzar a producir y exportar gas natural (GNL). «Este tipo de inversiones permite ampliar el horizonte productivo para las reservas de gas de Chubut y Argentina. De esta manera, Chubut y la región se posicionan para satisfacer una demanda global en crecimiento contínuo». Ponce asimismo subrayó que la inversión «facilitará la comercialización y el desarrollo de los recursos gasíferos ya descubiertos y de aquellos aún en estudio, como los asociados con la exploración de recursos no convencionales», y puso […]

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Renovables: YPF Luz prepara obra clave para llevar energía a las minas

El CEO de YPF Luz, Martín Mandarano, adelantó que está por ser aprobado ya en el directorio, otro parque solar en Mendoza, en el que se invertirán u$s 170 millones, aproximadamente. También habló en exclusiva del plan de abastecer de energía ‘verde’ a la minería. Martín Mandarano tiene un rumbo marcado para la compañía que comanda, YPF Luz. Crecer sin detenerse, con foco en la generación de energía renovable para la industria, aunque algunas circunstancias coyunturales ralenticen la marcha. Los últimos meses, la empresa dio muestra de ese objetivo. Está terminando el parque eólico General Levalle, que demandó una inversión […]

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Renovables: La Punta busca ser el primer municipio sustentable

La iniciativa propone utilizar sistemas de energías renovables y adoptar conductas a favor de la eficiencia energética en la planta potabilizadora de la ciudad. La secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable anunció este lunes el plan ‘La Punta, hacia un futuro sostenible’. La iniciativa propone evaluar la factibilidad del desarrollo e implementación de normas de eficiencia energética y ahondar en la posibilidad de aplicar sistemas de energía solar fotovoltaica en una de sus dependencias. “Visitamos el municipio de La Punta para evaluar la factibilidad técnica y económica de llevar a la práctica un plan de la transición energética hacia el […]

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Inversiones: Repsol, Coxabengoa y Acciona lideran el cambio hacia las fuentes de energía renovables en América Latina

Según la Agencia Internacional de Energía (IEA), durante los últimos años, América Latina se ha convertido en una región clave para la expansión de empresas energéticas a nivel global. Según el análisis «Latin America Energy Outlook» de la organización, existe un importante potencial para que la región experimente un mayor desarrollo de la bioenergía y de los recursos energéticos solares y eólicos de alta calidad, lo que ha animado a empresas como Repsol, Coxabengoa y Acciona a aumentar sus inversiones allí. Así, como parte de su estrategia de transición energética hacia fuentes más limpias y sostenibles, Repsol cuenta con proyectos […]

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Internacionales: El 30% del suministro de gas de la nación es importado desde Trinidad y Tobago y Estados Unidos

Un informe reciente de Corficolombiana advierte sobre la dependencia de Colombia de ciertos campos petroleros, lo que podría llevar a un desabastecimiento en el futuro. Según la empresa de servicios financieros, el 65% del aumento en la extracción desde la pandemia proviene principalmente de los campos Caño Sur e Índico, mientras que el 54% de los pozos activos han reducido su rendimiento. En 2024, Colombia tiene 342 campos petroleros activos, lo cual es una disminución significativa en comparación con los 417 campos activos en 2019. Según Corficolombiana, la cantidad actual se sitúa en 790.000 barriles diarios, pero la dependencia de […]

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Coordinador Eléctrico de Chile agregó más obras al Plan de Expansión de la Transmisión 2024

El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile publicó un complemento a la Propuesta de Expansión de la Transmisión Anual 2024 (PET 2024), por el que propuso 7 proyectos de ampliación del sistema y 5 correspondientes a actualizaciones a obras ya planteadas en el PET 2024

De las 7 obras de expansión meramente del complemento en cuestión, 5 corresponden al sistema de transmisión nacional y dos a segmentos zonales, que sumarán 3.645 MVA de capacidad de transformación y que la inversión necesaria para llevarlas a cabo equivaldría a aproximadamente USD 135.000.000.

La infraestructura vinculada al sistema de transmisión nacional se reparte en la expansión de 4 líneas existentes (USD 105.000.000 – 2950 MVA), entre ellas en las LT 2×220 kV Miraje – Encuentro y en la línea 2×220 kV Kimal – Crucero; sumado al nuevo sistema de control de flujo en la línea 2×220 kV Charrúa – Santa Clara (USD 23.000.000 – 585 MVA) por las que se busca liberar congestiones y optimizar el uso de los corredores promoviendo la oferta y facilitando la competencia.

Mientras que los proyectos en el ámbito zonal se tratan de la ampliación en S/E Santa Rosa Sur (USD 3.000.000 – 50 MVA) y la expansión de la línea 1×66 kV Enlace Buenavista – Curicó (USD 4.000.000), con el fin de asegurar el abastecimiento de demanda en la Región Metropolitana y reducir las congestiones y optimizar el uso del corredor de 220 kV del entorno, respectivamente.

Cabe recordar que, a principios de año, el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile presentó su propuesta de Plan de Expansión de la Transmisión 2024 para la Comisión Nacional de Energía (CNE), el cual incluye 13 obras nacionales y 78 zonales con un valor de inversión referencial total de MMUSD 1028 y el aumento de alrededor de 9.700 MVA de capacidad de transformación. 

¿A qué se debieron esos números? Dicho documento estimó un aumento de la demanda eléctrica promedio anual entre 2,5% y 2,9% hasta el año 2043, aunque a partir del impacto de la electromovilidad, la electrificación de la calefacción y la evaluación de un escenario de hidrógeno verde, ese valor podría subir hasta un 4,7% anual, llegando a superar en un 163% la demanda al final del período de análisis.

CNE recibió más de 300 propuestas para ampliar el sistema de transporte de Chile

Pero de todas esas obras presentadas en primera instancia, ahora el CEN planteó actualizaciones a 5 proyectos, debido a una “revisión conceptual por nueva información disponible”, así como también una revisión de valores de inversión y plazos constructivos. 

Dichas actualizaciones contienen además la revisión de la zona Metropolitana con la finalidad de potenciar y mejorar el alcance de un nuevo punto de apoyo en nivel de tensión 500 kV en la zona de Noviciado – Lo Campino y la revisión de la región de Ñuble, con el objetivo de relevar un nuevo punto de suministro para tal región. 

Por lo que la propuesta final de expansión de la transmisión anual 2024 del Coordinador Eléctrico abarca 97 proyectos (18 nacionales y 79 zonales) por aproximadamente USD 1.227.000.000 de inversión.

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Acciona Energía recibe concesión definitiva para desarrollar línea de transmisión eléctrica en Arequipa

De acuerdo a la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (Proinversión), las inversiones proyectadas para la generación de energías limpias en Arequipa superan los 5 billones de dólares, más del 60% del monto total de inversiones adjudicadas en el Perú para el 2024.

Teniendo en cuenta que la matriz energética peruana es principalmente hidroeléctrica, y que los periodos de estiaje son cada vez son más severos por el cambio climático, muchos expertos esperan que compañías tanto nacionales como internacionales comiencen a invertir en proyectos solares y eólicos para cumplir con la demanda energética nacional en esa región, una de las zonas con mayor radiación solar en Perú.

No obstante, estos desarrollos deben ser acompañados por inversiones en infraestructura de transmisión y distribución cuya planificación debe ser aprobada previamente por los altos mandos.

En este contexto, en los últimos días se dio una buena noticia para el sector renovable: mediante la resolución ministerial Nº 261-2024-MINEM/DM, publicada en el diario oficial El Peruano, Acciona Energía Perú SAC, el mayor operador mundial en energías 100% limpias, recibió la concesión definitiva para desarrollar la actividad de transmisión de energía eléctrica en el proyecto “Línea de Transmisión en 220 kV S.E. América – S.E. San José (Ampliación)”, ubicado en el distrito de La Joya, provincia y departamento de Arequipa.

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En el artículo 2 de la resolución ministerial, firmada por Julio Demartini, ministro de Desarrollo e Inclusión Social, y encargado del despacho del Ministerio de Energía y Minas, se detallan las características principales de los bienes indispensables para operar la concesión.

El proyecto entero tendrá una longitud de 9,8 km y se compone de 2 subestaciones S.E América y S.E San José (ampliación).

1) SE América: tendrá un patio de 33/220 kV de tipo intemperie y estará conformado por un un paño combinado de línea y transformación, el cual estará dedicado a lo siguiente:

Conexión del circuito de línea para evacuar la potencia recibida del parque fotovoltaico
Conexión del transformador elevador de 33/220 kV
El detalle del equipamiento electromecánico obra en el Expediente.

2) SE San José (ampliación): se proyecta la construcción de una nueva bahía, en la cual se implementará, entre otros, tres pararrayos de óxido de zinc, nueve transformadores de tensión monofásico capacitivo, dos trampas de onda 245 kV, un seccionador horizontal CPAT 245 KV, tres transformadores de corriente 245 kV, un interruptor de potencia unipolares con accionamiento uni-tripolar, seis transformadores de tensión cargables para servicios auxiliares 245 kV/0,38 KV y caseta de control. El detalle del equipamiento electromecánico obra en el Expediente.

Según trascendió, en junio, un consorcio liderado por Acciona Energía se adjudicó tres nuevos proyectos de concesión de transmisión de energía en el Perú, los cuales incluirán más de 400 kilómetros de líneas de transmisión, seis nuevas subestaciones y la modernización de seis subestaciones existentes, con una inversión estimada de US$337 millones (€315 millones).

Los proyectos beneficiarán a más de un millón de habitantes de las regiones de Ica y Arequipa, al sur del país, y facilitarán el desarrollo de más de 10GW de energía renovable en la zona.

Cabe destacar que días atrás, a través de la Resolución Nº 204-2024-MINEM/DM, el Ministerio de Energía y Minas también otorgó a favor de Majes Sol de Verano SAC la concesión definitiva para desarrollar una línea de transmisión de energía solar, en el distrito de Majes, provincia de Caylloma y departamento de Arequipa.

El proyecto consiste en la construcción de la «Línea de Transmisión en 138 kV S.E. Sol de Verano I – S.E. Majes», la cual transportará la energía eléctrica generada por la futura “Central Solar Fotovoltaica Sol de Verano I” hacia el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SIN).

De esta forma, se están otorgando los permisos correspondientes para que las inversiones en Arquipa crezcan a pasos agigantados.  Esto no solo es una oportunidad para diversificar la matriz energética del Perú, sino también una estrategia clave para generar empleo, impulsar la economía local y mejorar la calidad de vida de las comunidades.

 

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Sunwise y LISA Energy: Transformando la gestión de recibos y datos energéticos en México

Sunwise Software Inc., líder en soluciones de software para la industria solar y de almacenamiento, se complace en anunciar el lanzamiento de LISA Energy, un innovador producto impulsado por la tecnología de Sunwise. LISA Energy representa un cambio significativo en la forma en que los consumidores y empresas gestionan sus recibos de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), ofreciendo una solución digital avanzada que simplifica y optimiza el acceso a la información energética.

Sobre LISA Energy

LISA Energy es una innovadora plataforma digital que facilita la gestión y descarga de recibos de CFE, centralizando información energética y proporcionando herramientas avanzadas para la optimización del consumo eléctrico. Impulsada por la tecnología de Sunwise, LISA Energy busca transformar la forma en que los usuarios acceden y gestionan su información energética.

LISA Energy permite a los usuarios obtener su historial de recibos y organizar toda la información sobre su consumo eléctrico de manera clara y accesible.

 Mejora en proyectos de energía solar y almacenamiento con datos rápidos y confiables.
 Ahorro de costos mediante una gestión automatizada.
 Centralización de las múltiples propiedades en un solo lugar.
 Conexión a través de un portal intuitivo o APIs fáciles de usar.
 Programación de descarga automática de recibos para un servicio posventa eficiente.

Innovación y Calidad

«Nuestro equipo está comprometido con la creación de soluciones innovadoras que redefinen el panorama energético en México y LATAM,» comenta Arturo Duhart, CEO de Sunwise Software Inc.

Invitamos a todos los interesados a conocer más sobre LISA Energy y descubrir cómo esta herramienta puede transformar la gestión de su energía. Para obtener más detalles sobre LISA Energy y sus beneficios, visita https://www.lisaenergy.com

Acerca de Sunwise Software Inc.

Sunwise Software Inc. es una empresa líder en soluciones de software para energía solar y almacenamiento. Con un enfoque en la innovación y la calidad, Sunwise proporciona herramientas avanzadas para optimizar y profesionalizar las actividades de los integradores solares.

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Variables de XM: la generación con energías renovables aumenta en Colombia

En junio de 2024, se observó una tendencia creciente en la adopción de energías renovables dentro del sector energético colombiano. Un informe detallado de XM, empresa que administra el Mercado de Energía Mayorista de Colombia, destaca varios aspectos sobre la generación de energía y el uso de recursos renovables en el país.

La generación hidráulica fue la principal contribuyente entre las energías renovables, representando el 93.81 % de la energía renovable total. Sin embargo, esta cifra reflejó un decrecimiento del 5.39 % respecto al mes anterior.

La energía solar también mostró un ligero aumento del 1.47 %, consolidándose con una participación del 4.80 % en la generación total de energía renovable. Adicionalmente, la biomasa experimentó un notable crecimiento del 136.42 %, contribuyendo con el 1.15 % de la generación renovable.

Fuente: XM

Las innovaciones en el sector están centradas en mejorar la eficiencia y la capacidad de las fuentes de energía renovable.

Las plantas hidráulicas con embalses fueron las mayores aportantes, aunque mostraron una disminución del 6.76 % respecto al mes anterior. En contraste, las plantas filo de agua, que no poseen embalse o tienen uno de rápido vaciado, incrementaron su generación en un 4.96 %.

El informe también resalta los desafíos asociados a las condiciones hidrológicas variables, que afectan la capacidad de los embalses.

No obstante, el sector continúa trabajando de la mano con los actores del mercado y la institucionalidad sectorial para garantizar un suministro energético confiable y seguro.

La colaboración y el monitoreo continuo de las variables del sistema son cruciales para minimizar riesgos y atender la demanda con calidad y eficiencia.

En cuanto al cierre de los embalses de energía en junio, XM resalta que se alcanzó un 57.94 % de su capacidad útil, mejorando significativamente en comparación con el mes anterior.

La generación de energía del mes fue de 6,517.62 GWh, un crecimiento del 1.13 % en comparación con el mismo mes del año anterior. De esta generación, un notable 83.28 % provino de recursos renovables, mientras que el 16.72 % restante fue generado por recursos no renovables.

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Elecnor inicia construcción de Parque Eólico de 320 MW en México

Elecnor se ha adjudicado recientemente en México un contrato para la ingeniería, suministro y construcción del parque eólico Cimarrón de cerca de 320 MW, ubicado en La Rumorosa y en el municipio de Tecate, Baja California.

El proyecto, que actualmente se encuentra en proceso de construcción, está promovido por Sempra Infraestructrura, empresa líder de infraestructuras energéticas en Norteamérica que opera más de 1.500 MW de energías limpias en México. El parque eólico Cimarrón cuenta ya con un acuerdo de compra de energía por 20 años con Silicon Valley Power para suministrar energía renovable a largo plazo a la ciudad de Santa Clara, California.

El parque eólico, con 64 aerogeneradores de tecnología Vestas será uno de los proyectos eólicos más grandes de todo México, el cual consta además de 70 Km de viales, 45 Km de redes de Media Tensión, 30 Km de línea de transmisión en 230 kV y una subestación elevadora.

El proyecto suministrará energía limpia equivalente al consumo de más de 84.000 hogares de California, y contribuirá a la reducción de las emisiones de C02 en más de 200.000 toneladas por año. Se espera que la construcción de este nuevo parque genere más de 2.000 empleos directos e indirectos.

Está previsto que el parque eólico Cimarrón comience a generar energía a finales de 2025.

Este parque eólico sería el tercero que Elecnor construye en el país, posicionándose así como empresa de referencia en este tipo de proyectos.

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MinEnergía y Hocol inauguran dos Comunidades Energéticas en Sucre

Desde Ovejas, Sucre, municipio PDET ubicado en los Montes de María, el ministro de Minas y Energía inauguró las Comunidades Energéticas número 27 y 28, en el marco de las acciones que lidera para impulsar la Transición Energética Justa en el país.

Se trata de la Comunidad Energética del Corregimiento de Canutal y la Comunidad Energética de la vereda El Palmar.

Comunidad Energética Canutal

Desde el Ministerio de Minas y Energía, en articulación con Hocol, del grupo Ecopetrol, se impulsó la consolidación de la primera Comunidad Energética en el corregimiento de Canutal en Ovejas, Sucre. En esta comunidad existen 4 soluciones fotovoltaicas activas y funcionando, ubicadas en el colegio, el puesto de salud, el salón comunal y el acueducto.

El prototipo de solución energética fotovoltaico pudo ponerse en marcha gracias a la inversión de $730 millones por parte de Hocol.

Desde el Ministerio se implementó durante mayo y junio la Escuela de la Transición Energética Justa (TEJ) para fortalecer las capacidades de las comunidades y darles gobernanza sobre el proyecto, con participación participaron alrededor de 100 personas de la comunidad.

Es así como los activos son propiedad de la Junta de Acción Comunal (JAC) de Canutal. La capacidad instalada sumada de las 4 soluciones es de 47.25 KW y su inversión $729.920.507, beneficiando a 700 personas, las cuales componen 400 hogares del corregimiento, que ahora podrán resolver necesidades de refrigeración, www.minenergia.gov.co iluminación y energía, entre otras, activando la vida económica, social, educativa y cotidiana en el municipio.

Comunidad Energética Educativa del colegio público

El Palmar de la vereda El Palmar: El colegio El Palmar se ha convertido en Comunidad Energética Educativa, con la implementación de un proyecto de biococción que consiste en la sustitución de estufas de leña por estufas de biogás.

El objetivo es que la comunidad aproveche los residuos orgánicos de la cocción de alimentos y las aguas residuales de los baños para la producción de gas que necesitan para cocinar. La solución tecnológica instalada fue biogás, con una potencia de 0,34 metros cúbicos y una inversión aproximada de $ 58 millones, con recursos provenientes del FENOGE.

Esta Comunidad Energética Educativa beneficia a 262 personas. “Destacamos la participación de las empresas estatales como Hocol y Ecopetrol en esta estrategia, que marca un hito para la Transición Energética Justa”, concluyó el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, durante la inauguración, e insistió en que las comunidades energéticas son un mecanismo sostenible, seguro y eficaz de cara a la transición.

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Argentina comenzará a exportar gas al mundo tras la aprobación del régimen para grandes inversiones

En lo que representa la primera gran inversión tras la aprobación del régimen para grandes inversiones (RIGI), Pan American Energy y la noruega Golar LNG firmaron un acuerdo por 20 años para la instalación de un barco flotante de licuefacción en la Argentina que producirá gas natural licuado (GNL) destinado a los mercados de exportación. 

El barco, propiedad de Golar LNG, tendrá una capacidad de producción de 2,4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural, previéndose el inicio de la operación comercial en 2027. 

Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE, dijo que buscan ser “protagonistas del desarrollo de los recursos de gas natural de Argentina. El acceso del gas a los mercados mundiales a través de este barco flotante de licuefacción es un primer gran paso para que nuestro país se convierta en un polo exportador generador de divisas”. 

“Estamos en negociaciones con YPF y otras compañías del sector para que se sumen al joint venture que formamos con Golar”, reveló. 

Bulgheroni sostuvo que “la Ley Bases y el RIGI permitirán iniciar un camino de crecimiento y fomentar las inversiones que el país necesita para desarrollar su enorme potencial energético y la generación de nuevos puestos de trabajo”.

La implementación del acuerdo, sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones, prevé la posibilidad de sumar un mayor número de barcos flotantes de licuefacción y el ingreso de otros productores de gas de Argentina.

Inicialmente, el barco flotante se abastecerá de gas natural utilizando la infraestructura y capacidad existente del sistema en los meses del año con menor demanda local. Posteriormente, el objetivo es que pueda operar todo el año.

PAE y Golar firmaron un acuerdo por el que PAE suministrará el gas natural al barco flotante de licuefacción de GNL, mientras que Golar proveerá el servicio de licuefacción mediante el alquiler del buque con una estructura de tarifa base y un beneficio adicional sujeto a los precios internacionales del commodity.

El buque de Golar, denominado Hilli Episeyo, tiene una longitud de casi 300 metros. Fue construido en 1975 y reconvertido para el procesamiento de gas en 2017. 

Golar LNG es una empresa noruega de infraestructura marítima de GNL. 

A lo largo de sus 75 años de historia, la compañía ha sido pionera en infraestructura marítima de GNL, incluida la primera terminal flotante de licuefacción de GNL (FLNG) y proyectos de unidad flotante de almacenamiento y regasificación del mundo basados en la conversión de buques de GNL existentes. 

Posee la flota de unidades FLNG más grande del mundo por capacidad de licuefacción anual, con un historial operativo líder en el mercado.

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Puerto Madryn: convocan a audiencia pública para la obra de Aluar

A través de la Resolución ENRE N°401/2024, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad convoca a una Audiencia Pública con el objeto de analizar el proyecto de Aluar Aluminio Argentino, que consiste en la construcción de una Línea de Alta Tensión doble terna de 132 kV de unos 34 kilómetros de longitud, de los cuales 25 pasan por predios propios y 9 se extienden paralelos a una línea eléctrica existente, propiedad de la empresa, sin compartir infraestructura.

La nueva LAT vinculará la futura Estación Transformadora La Flecha con las Cabinas Eléctricas CE 132 A de la planta de aluminio ubicada en Puerto Madryn, Provincia de Chubut.

La Audiencia Pública se realizará de manera virtual el miércoles 7 de agosto a partir de las 10:30, y se regirá por el reglamento establecido en la Resolución ENRE N°30/2004. Quienes deseen exponer deberán inscribirse —también vía Internet— entre el domingo 21 de julio y el domingo 4 de agosto.

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El ENRE contactará a usuarios con subsidio que no se inscribieron en el RASE

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre) inició una campaña telefónica dirigida a usuarios de EDENOR y EDESUR que, por contar con tarifa social, accedieron de manera automática al subsidio correspondiente al Nivel 2 de la segmentación energética. A través de un mensaje grabado, se les indica que deben anotarse en el RASE.

A partir de ahora, dichos usuarios (N2 sin inscripción en el RASE) deben realizar la solicitud para mantener el subsidio. Tienen tiempo hasta el 5 de agosto de 2024.

 La documentación obligatoria es la siguiente:

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

El último ejemplar de tu 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.

Si en el domicilio de los servicios funciona un comedor o merendero comunitario registrado en el Renacom asegurate de tener el número de registro. Con estos datos, ingresar al sitio web oficial de los subsidios del Gobierno y completar el formulario.

Con la actualización del valor de hasta 3,5 canastas básicas en junio, los hogares que no solicitaron el subsidio o lo perdieron, pueden recuperarlo al completar el formulario para demostrarle al Estado que, con los parámetros del mes, cumplen los requisitos para tener la asistencia:

Nivel 2 o segmento de menores ingresos. Son quienes tienen ingresos mensuales totales entre 1 ($828.158,19) y 3,5 canasta básicas ($2.898.553,67) para un hogar tipo 2 según INDEC, poseer hasta 2 inmuebles y hasta 1 vehículo con menos de 3 años de antigüedad.

Nivel 3 o segmento de ingresos medios. Son quienes tienen ingresos netos menores a una canasta básica total ($828.158,19) para un hogar tipo 2 según INDEC, poseer hasta 1 inmueble y no poseer 1 vehículo con menos de 3 años de antigüedad.

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Habilitan el último tramo del gasoducto de la Costa: cómo impacta en Mar del Plata

Luego de que en mayo de este año se anunciara la reactivación de los trabajos en el Gasoducto de la Costa, Energía Argentina (exEnarsa) habilitó el último tramo de la ampliación de dicha conducción. La obra, de gran impacto, incorpora a 85 mil usuarios y trae mejoras para la industria marplatense.

“Enarsa habilitó el último trayecto de la ampliación del gasoducto de la Costa (tramo Tandil) sumándose a la interconexión de Balcarce y Mar del Plata (entre las estaciones de La Invernada y El Tejado)”, comunicó en sus redes Fernando Muro, secretario de Desarrollo Local, Inversiones e Integración Público Privada de General Pueyrredon.

A su vez, dijo que “este es un paso muy importante para el abastecimiento de gas en la región, que generará más oportunidades y mejor infraestructura”.

Por su parte, el funcionario contó que el tramo para conectar La Invernada y el Parque Industrial “estará a cargo de un trabajo púbico-privado y ya se encuentra en marcha”.

EN TIEMPOS DIFÍCILES, EN LA REGIÓN MAR DEL PLATA HAY BUENAS NOTICIAS

ENARSA habilitó el último trayecto de la ampliación del gasoducto de la Costa (tramo Tandil) sumándose a la interconexión de Balcarce y Mar del Plata (entre las estaciones de La Invernada y El Tejado). pic.twitter.com/7JDLBvW5p1

— Fernando Muro (@FernandoMuro_ok) July 5, 2024

Más empresas en el Parque Industrial

La concreción de este tramo supone mejoras en el sector productivo de la ciudad. El Gobierno local espera que se potencie la capacidad de gas para el Parque Industrial y que genere un escenario ideal para que nuevas empresas se radiquen en la zona.

“El aporte de capitales privados es fundamental para este gran avance energético y productivo que hoy es una realidad”, sostuvo Muro.

A su vez, recordó la inconclusa Estación Compresora de Las Armas, que había sido anunciada y que hoy se encuentra en un 80%. 

Hace exactamente un año, la entonces secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, había inaugurado una de las últimas obras de dicho gasoducto, y en su discurso dijo que permitiría sumar 10 mil conexiones nuevas en Mar del Plata.

“Es una obra que estaba parada hace mucho tiempo. Balcarce ya está terminado, hoy estamos inaugurando Mar del Plata y Tandil va muy avanzado. Así cuando esté todo el sistema, con la planta compresora de Las Armas, vamos a incorporar casi 85 mil usuarios”, manifestó en ese entonces la funcionaria del Ministerio de Economía.

“Con su conclusión quedaría finalizado el proyecto“, estimó Muro a la espera de novedades del Gobierno nacional que no parecen llegar a la brevedad.

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Por defender el superávit fiscal se frenó una obra que podría afectar la generación de energía en el país

Con el afán por defender el superávit fiscal, el Gobierno frenó transferencias comprometidas para el proyecto de la nueva planta de Uranio de la empresa estatal Dioxitek en Formosa. 

Así como la falta de financiación para el gasoducto Néstor Kirchner puso en alerta la provisión de gas para el país y hubo que salir de urgencia a importar gas a precios más caros, ahora el Gobierno paralizar una obra clave con un avance mayor al 70% que representa una pérdida de inversión para el Estado nacional por 150 millones de dólares.

Esta falta de financiamiento nacional generó una serie de consecuencias graves. Además del riesgo de interrupción en la producción de energía nuclear, la paralización llevó a la pérdida de empleos especializados y al abandono de infraestructura e instalaciones al 70% de su avance, lo cual representa una pérdida de inversión para el Estado nacional por 150 millones de dólares.

Este proyecto, clave para el ciclo de combustibles nucleares en Argentina, estaba destinado a producir dióxido de uranio (UO₂), que es un elemento esencial para las centrales nucleares del país. La paralización de la planta repercutirá negativamente en los reactores, que no tendrán lo necesario para funcionar, y causará un grave daño a la matriz energética nacional.

Dioxitek es fundamental para la producción de energía nuclear argentina, ya que abastece el 7% de la energía eléctrica nacional. La complementación de esta planta con la actual en Córdoba es crucial para mejorar la eficiencia y asegurar el suministro continuo de combustible nuclear necesario para las centrales de Atucha I, Atucha II, y Embalse.

El expresidente del Directorio de Dioxitek, Julio René Aráoz, lamentó la decisión nacional y analizó que la paralización de la planta de Formosa perjudica a toda la industria energética de Argentina, al respecto expresó: “La construcción de la planta tenía por objetivo fortalecer la capacidad de proporcionar energía limpia y confiable con tecnología única en el país y una de las pocas en Sudamérica, significaba una gran innovación”, en relación a ello destacó “su total digitalización de procesos, todas las operaciones iban a estar automatizadas y controladas digitalmente”.

Gracias a dicha tecnología y a sus características logísticas la planta iba a minimizar el impacto ambiental y a eliminar la necesidad de desechar líquidos, al adoptar un enfoque de vertido líquido cero. Comparada con las actuales plantas industriales en el país y la región, la NPU iba a estar a la vanguardia ofreciendo un modelo de eficiencia, seguridad y modernización.

Asimismo, Dioxitek es líder regional en la producción de UO₂ y en la fabricación de fuentes selladas de Cobalto-60 (Co-60), utilizado en diversos sectores como la medicina y la industria alimentaria. Todas estas tecnologías son exportadas a Canadá y Chile. En este marco, la paralización del proyecto NPU no solo compromete el suministro energético del país, sino que también impacta negativamente en la economía regional y en las numerosas contratistas involucradas en el proyecto, las cuales hoy exigen el pago de los compromisos asumidos, generando un perjuicio económico significativo y potenciales conflictos legales.

La situación actual también puso a Dioxitek en una posición precaria legal y financiera, con deudas pendientes que amenazan su estabilidad operativa y su capacidad para cumplir con los compromisos adquiridos con terceros.

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El ENRE contactará a usuarios con subsidio N2 que no se inscribieron en el RASE

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) inició una campaña telefónica dirigida a usuarios de EDENOR y EDESUR que, por contar con Tarifa Social, accedieron de manera automática al subsidio correspondiente al Nivel 2 de la segmentación energética. A través de un mensaje grabado, se les indica que deben anotarse en el registro RASE.

Lo hará por teléfono, con miras a informarles que deben inscribirse en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía para conservar el beneficio.

Vale señalar entonces que el Gobierno cortará los subsidios a tales usuarios actualmente beneficiarios de la Tarifa Social que no realizaran antes del 5 de agosto próximo su inscripción individual en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía.

Habían quedado comprendidos en dicha categoría por una resolución de la Secretaría de Energía durante el gobierno de Alberto Fernández. Disposición 3 de 2022 de la Subsecretaría de Planeamiento Energético.

De acuerdo a estimaciones oficiales, habría 1,7 millones de usuarios que quedaron “automáticamente” inscriptos en el registro de subsidios porque ya recibían la tarifa social pero no cumplieron con el requisito de inscripción en 2022, cuando se activó el esquema de segmentación tarifaria en las categoría N1 (altos ingresos), N2 (bajos ingresos) y N3 (ingresos medios).

Los N2 entonces ahora están obligados a presentar la información que pide el RASE para no perder todo el subsidio.

El requisito de este trámite quedó planteado en la Resolución 90/2024 de la Secretaría de Energía, publicada el 4 de junio. “Deberán inscribirse en forma individual, dentro de un plazo de 60 días corridos desde la vigencia de la presente medida”, advirtió esa resolución. El riesgo entonces es el de pasar a pagar la tarifa plena de este servicio, que ya rige para los usuarios N1.

El Gobierno aclara que “los usuarios que ya hubieren solicitado su inclusión en el RASE no tendrán necesidad de volver a inscribirse”, de modo que no afecta a usuarios que ya están en dicho registro.

Cabe referir que si algún usuario estuviera comprendido por error u omisión en la N1 podrá solicitar una revisión de su situación para ajustarla a su real condición económica. Al menos mientras perdure el actual esquema tarifario.

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Qué debería hacer Argentina para aumentar la producción petrolera en Vaca Muerta

La Cámara de Comercio Argentino-Texas, fundada en 2016 y fundada por el rosarino Ariel Bosio, expresidente y actual vice de la entidad, trabaja actualmente para fomentar las relaciones comerciales entre la Argentina y Texas, especialmente en el sector petrolero.

La organización se centra en cinco sectores: energía, salud, tecnología, real estate y alimentos y bebidas.

A través de la Cámara pasaron más de 10.000 empresas argentinas y americanas a través de los distintos programas para generar negocios y desarrollar los emprendimientos, según explicó Bosio en una entrevista con Cadena 3.

El vicepresidente de la Cámara destacó que Argentina tiene un “gran potencial” en el sector petrolero no convencional. “Argentina tiene que entender que el petróleo es un negocio global, no local. Para aumentar esa producción, lo que tiene que lograr es bajar aún más los costos de Vaca Muerta”, explicó Bosio.

Y comparó: “Estados Unidos hace 20 años atrás importaba cinco millones de barriles. Después de 20 años hoy es el productor número uno a nivel mundial de petróleo, por encima de Arabia Saudita. Produce 13 millones de barriles y es el exportador número uno de gas natural licuado a todo el mundo. Además, es exportador neto, o sea que todo lo que exporta es superior a lo que necesita importar en cuanto a energía. Así que desde ese punto de vista es un éxito y eso es el potencial también para Argentina”.

En ese sentido, Bosio mencionó la necesidad crítica de Argentina por infraestructura para transportar estos recursos al mercado internacional. “Hoy el problema que tiene Vaca Muerta es que tiene un potencial para producir, pero no tiene la forma de llevarlo a los mercados”, señaló.

Bosio también habló sobre las posibilidades futuras para las inversiones en Vaca Muerta tras la implementación del RIGI (Régimen Informativo sobre Gastos Indirectos). “Hoy Vaca Muerta está más o menos en 7.000-8.000 millones de dólares y tiene potencial para en los próximos 5 años duplicar ese valor anualmente”, precisó.

Al reflexionar sobre dónde invertir en el sector petrolero de América Latina, Bosio sugirió que Brasil podría ser la opción más estable. “Eso es por el tipo de gobierno que tiene y lo que hizo con la industria petrolera, que es fantástico en los últimos 20 años”.

Sin embargo, destacó que Guayana está atrayendo una gran atención en la industria petrolera americana debido a sus recientes descubrimientos de petróleo offshore. “Guayana va a pasar a producir un millón y medio de barriles, que son tres veces la producción de Argentina en los próximos años. Es impresionante el cambio que hay en ese país y las inversiones que hay asociadas a través de ExxonMobil, principalmente el principal operador. Eso es lo que hoy genera la atracción y tiene todo el foco”, cerró.

Fuente: https://www.cadena3.com/noticia/ahora-pais/que-deberia-hacer-argentina-para-aumentar-la-produccion-petrolera-en-vaca-muerta_391526

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Tras la sanción del RIGI, Pan American Energy comenzará un proyecto para exportar gas de Vaca Muerta

La principal petrolera privada de la Argentina, Pan American Energy (PAE), firmó un acuerdo con la noruega Golar para instalar en el país un buque que permitirá comenzar a exportar el gas de Vaca Muerta a partir de 2027, en forma de Gas Natural Licuado (GNL), según informaron este viernes desde ambas compañías.

Con este proyecto, PAE será la primera empresa local en vender GNL al mundo aunque podría expandirse a más barcos y otros jugadores de la industria. De hecho, hay negociaciones en curso para sumar a la estatal YPF, la más grandes del mercado argentino.

El anuncio se conoció tras la sanción del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) contenido en la Ley Bases que impulsó el Gobierno de Javier Milei. Uno de los principales interesados en hacerse del fluido de la cuenca neuquina es Brasil, tal como adelantó esta semana su ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira de Oliveira, pero en la industria local esperan llegar a la mayor cantidad de mercados posibles.

Al respecto, Marcos Bulgheroni, CEO de PAE, afirmó: “Buscamos ser protagonistas del desarrollo de los recursos de gas natural de Argentina. El acceso a los mercados mundiales a través de este barco flotante de licuefacción es un primer gran paso para que nuestro país se convierta en un polo exportador generador de divisas. Estamos en negociaciones con YPF y otras compañías del sector para que se sumen al joint venture que formamos con Golar”.

Asimismo, Bulgheroni sostuvo que “la Ley Bases y el RIGI permitirán iniciar un camino de crecimiento y fomentar las inversiones que el país necesita para desarrollar su enorme potencial energético y la generación de nuevos puestos de trabajo”.

Según informaron ambas empresas, el barco flotante se abastecerá de gas natural utilizando la infraestructura y capacidad existente del sistema en los meses del año con menor demanda local, es decir, en verano. Posteriormente, el objetivo es que pueda operar todo el año.

El buque, denominado Hilli Episeyo, tiene una longitud de casi 300 metros. Fue construido en 1975 y reconvertido para el procesamiento de gas en 2017. Tendrá una capacidad de producción de 2,4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural, previéndose el inicio de la operación comercial en 2027.

“PAE y Golar firmaron un acuerdo por el que PAE suministrará el gas natural al barco flotante de licuefacción de GNL, mientras que Golar proveerá el servicio de licuefacción (enfriando el combustible a menos de 160 grados) mediante el alquiler del buque con una estructura de tarifa base y un beneficio adicional sujeto a los precios internacionales del commodity”, detallaron.

El director ejecutivo de Golar, Karl Fredrik Staubo, afirmó: “Estamos entusiasmados de asociarnos con Pan American Energy, una de las empresas energéticas líderes de América Latina. El proyecto ofrecerá una salida internacional para las vastas y atractivas reservas de gas natural de Argentina, lo que creará valor para Argentina y sus accionistas en el sector del gas. El proyecto amplía la presencia global de Golar y le brinda un mayor potencial de crecimiento”.

Golar LNG es una empresa noruega de infraestructura marítima de GNL. A lo largo de sus 75 años de historia, la compañía ha sido pionera en infraestructura marítima de GNL, incluida la primera terminal flotante de licuefacción de GNL (FLNG) y proyectos de unidad flotante de almacenamiento y regasificación del mundo basados en la conversión de buques de GNL existentes. Golar posee la flota de unidades FLNG más grande del mundo por capacidad de licuefacción anual, con un historial operativo líder en el mercado.

Golar LNG fue fundada hace 75 años en Noruega y es una pionera en infraestructura marítima de producción de GNL, ya que construyó la primera terminal flotante de licuefacción al tiempo que mantiene proyectos de unidades flotantes de almacenamiento y regasificación del mundo. Posee la flota más grande de unidades flotantes de licuefacción medidas por capacidad de producción anual.

En Argentina, PAE es el principal productor, empleador, inversor y exportador privado del sector energético. La firma produce 112.000 barriles de crudo por día, exporta el 65% de ese total y unos 19 millones de metros cúbicos de gas natural (8 millones en Chubut y 11 millones en la cuenca neuquina).

La Argentina tiene en Vaca Muerta la segunda reserva no convencional de gas natural y la cuarta de petróleo, por lo que el país cuenta con la oportunidad de aprovechar sus recursos durante la ventana que otorgue la transición energética. Con el proyecto de PAE y Golar el país podrá ingresar al club de las naciones exportadoras de GNL junto a Estados Unidos, Rusia, Qatar y Australia, entre otros.

Por su parte, YPF planea construir junto a la malaya Petronas una planta de licuefacción en territorio argentino que aún no fue confirmada pero que en las próximas semanas podría oficializarse, debido a la sanción del RIGI. Allí la inversión será para una planta que podría incrementar las exportaciones para 2030 en USD 15.000 millones según las previsiones de la firma estatal.

Fuente: https://www.infobae.com/economia/2024/07/05/tras-la-sancion-del-rigi-pan-american-energy-comenzara-un-proyecto-para-exportar-gas-de-vaca-muerta/

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El precio mayorista de la energía aumentó más del 800%

La evolución del precio mayorista de la energía durante el primer semestre trae como consecuencia que las facturas que reciben los usuarios del servicio eléctrico son cada vez más caras. Y no es que ahora los usuarios consuman mucha más energía que años anteriores; en términos históricos, sus consumos son los mismos, de acuerdo a datos de la distribuidora. La explicación es que en los últimos meses aumentó considerablemente el precio mayorista de la energía a partir de la quita de subsidios.

El mayor impacto comenzará a sentirse en los próximos meses . Según datos de la empresa, para el período noviembre/23 –enero 24, el precio del mega de energía era de $80.000 para todos. Hasta junio se incrementó un 3.236% para usuarios N1 (mayores ingresos). En el caso de los N2 y N3, el precio subsidiado se mantuvo hasta mayo, pero desde junio aumentó un 836% para los usuarios de menores ingresos y un 1.400% para los de ingresos medios.

El precio final que paga el usuario en su factura tiene tres componentes: Mercado Eléctrico Mayorista que corresponde a la compra de la energía, Impuestos nacionales, provinciales y tasas municipales y el Valor de Distribución (VAD) que percibe EC SAPEM.

El ANCASTI relevó cuánto paga la EC SAPEM por la energía que compra en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM); que es el precio que revende EC SAPEM a sus usuarios sumándole Impuestos y VAD.
El precio mayorista es el mismo para Catamarca y para todas las provincias del país. Los dos primeros eslabones de la cadena, generación y transporte, lo fija la Secretaría de Energía de Nación a través de los cuadros tarifarios que publica habitualmente.La unidad de medida para la compra de la energía en el mercado eléctrico mayorista es el megawite. El mega como se dice habitualmente, en el periodo Noviembre 2023/Enero 2024, tenía un costo de $ 80.000 para todas las categorías de usuarios (N1, N2, N3).

En el periodo febrero/abril 2024, el mega aumentó considerablemente para los usuarios categorizados como N1 (mayores ingresos); de $ 80.000 pasó a costar $ 2.682.088. Para los usuarios N2 y N3 (ingresos bajos y medios) el precio no varió porque el Gobierno nacional decidió mantener los subsidios y recién comenzaría a quitarlos en junio.

De esta manera, para en el periodo Junio/Julio del 2024, una vez resuelta la quita de subsidios a todos los niveles de usuarios, el precio del mega de potencia energética aumentó para todos los niveles de usuarios, N1, N2 y N3.

– Los N1, que venían pagando $ 2.682.088 por el mega de energía, desde el 1 de junio la empresa paga $ 2.668.856

– Los N2, que venían pagando $ 80.000 por el mega de energía, desde el 1 de junio pagan $749.415.

– Los N3, que también pagaban $ 80.000 el mega de potencia energética, ahora pagan $ $ 1.175.898 pesos.

Finalmente, comenzará a notarse el impacto de la política de quita parcial de subsidios en la factura final que paga un usuario N1 con un consumo de 300 kWh/mes.

– En el periodo Nov 2023/Enero 2024, un usuario categorizado N1 pagaba por 300 kWh/mes: $ 15.626,88 (50% MEM, 27% Impuestos, y 23% VAD)

– En el periodo Febrero/Abril 2024, un usuario categorizado N1 pagó por 300 kWh/mes: $ 43.337,51 (57% MEM, 26% Impuestos, y 17% VAD).

– Pero para en el periodo Junio/Julio del 2024, el usuario categorizado N1 deberá pagar por 300 kWh/mes: $ 53.654,94 (60% MEM, 26% Impuestos, y 14% VAD).

De esta forma, en los próximos meses se sentirá con mayor fuerza el impacto del precio de la energía. n

 

 

Fuente: https://www.elancasti.com.ar/politica-y-economia/el-precio-mayorista-la-energia-aumento-mas-del-800-n558166

Información de Mercado

Energía Argentina traspasó a Edelap la operación y mantenimiento de la estación transformadora Enseñada de Barragán

Energía Argentina formalizó con EDELAP el traspaso de las tareas de operación de la Estación Transformadora Ensenada de Barragán, ubicada en la localidad bonaerense de Ensenada, en cercanías de la ciudad de La Plata.

De esta manera, se dio fin al Periodo de Transición previsto en el Acuerdo de Operación y Mantenimiento que habían suscripto ambas empresas el 11 de diciembre de 2023 -por Resolución  del ENRE N° 191/2011-, permaneciendo los activos en favor de Energía Argentina.

La firma del acta se llevó adelante el viernes de 28 de junio en el predio de dicha instalación y participaron por Energía Argentina, el gerente de Energía Eléctrica, Juan José Marcet, acompañado por la gerenta de Recursos Humanos, Fabiana Santo. Por el lado de Edelap, suscribió el acuerdo el gerente de Mantenimiento, Fabián Brunelli.

Con el retiro del personal de Energía Argentina, culmina un periodo de más de 12 años a cargo de la operación y mantenimiento de la estación, nodo de vinculación eléctrica con el SADI para la Central Térmica Ensenada de Barragán de 848 MW de potencia, que a lo largo de 2023 aportó al sistema 4.236 GWh.
Se destaca que durante la etapa mencionada, no se registraron accidentes del personal afectado a la estación transformadora, manteniendo una alto desempeño de seguridad operativa.

 

 

Fuente: https://www.futurosustentable.com.ar/energia-argentina-traspaso-a-edelap-la-operacion-y-mantenimiento-de-la-estacion-transformadora-ensenada-de-barragan/

 

 

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Neuquén ya trabaja para llevar a Chile el gas de Vaca Muerta

El gobernador Rolando Figueroa firmó hoy en Concepción un acuerdo que marca el inicio de las negociaciones para que Neuquén vuelva a exportar gas a Chile, ahora desde Vaca Muerta, aprovechando la infraestructura existente.

Con el objetivo puesto en promocionar el gas de Vaca Muerta en el país trasandino, el gobernador Rolando Figueroa visitó hoy una de las refinerías de petróleo más grandes de Chile, instalada en la comuna de Hualpén, en la región del Biobío. También firmó con el gobernador de esa región un documento que les permitirá trabajar en una integración e intercambio energético.

La planta que recorrió Figueroa es una de las dos más grandes del país y tiene capacidad para procesar 116.000 barriles/día. La otra está instalada en Valparaíso. Ambas pertenecen a la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP).

El acuerdo energético fue rubricado por Figueroa y por su par de la Región del Biobío, Rodrigo Díaz Wörner.

“Es fundamental para nosotros que la cordillera no nos tape la visión. Si bien nos integra, en materia energética nos la ha tapado. Es inconcebible que hoy tengamos una matriz energética totalmente disociada entre ambos países. Nos parece que existe una gran oportunidad para chilenos y argentinos de complementarnos en las necesidades y facilidades que nos podemos dar unos a otros”, dijo el mandatario.

“Tenemos en Vaca Muerta el segundo yacimiento del gas no convencional más importante del mundo y el cuarto de petróleo más importante del mundo. Tenemos gas para el consumo actual que tiene la Argentina superior a los 400 años, con lo cual estamos plenamente conscientes que en los próximos 20, 25 años tenemos que monetizar lo que está en el subsuelo, para eso tenemos que generar valor agregado y fundamentalmente venderlo”, explicó.

“Creemos que uno de nuestros mercados potenciales debe ser Chile y el Pacífico. Sabemos cuál es la matriz de necesidades y vemos que se utilizan muchos recursos en comprar GNL que es mucho más caro que poder obtener el gas natural que tiene acá muy cerca. Chile tienen la segunda reserva más importante del mundo a escasos 100 kilómetros, con este recurso en forma ilimitada por 25 años”, sintetizó Figueroa sobre las ventajas del gas de Vaca Muerta por encima de otras opciones más onerosas.

Por su parte, el gobernador Díaz Wörner dijo que a la empresa chilena ENAP le interesa recibir gas neuquino: “Esto se logra con decisión estatal y con un acuerdo entre partes. Por eso mañana habrá una reunión con potenciales compradores industriales que operan en la región del Biobío”, adelantó.

“Neuquén tiene la visión de exportar gas en las próximas dos o tres décadas; y comercializarlo con nosotros a través de un ducto que ya existe (Gasoducto del Pacífico) Entonces es una buena noticia que haya una decisión política, que haya certeza jurídica y que podamos entonces reunir a las partes interesadas”, resumió el gobernador trasandino sobre las gestiones que se realizarán hoy y mañana para que Chile cuente con el gas de Vaca Muerta en su industria.

Acuerdo

Ambos mandatarios firmaron el denominado Memorándum de Entendimiento en Materia Energética (MdEE), a través del que se trazaron los lineamientos para que la provincia del Neuquén, a través del gasoducto del Pacífico y del oleoducto Trasandino, pueda proveer de recursos energéticos a aquella región de Chile, la que constituye una zona con importantes complejos industriales en forestación, producción de celulosa, refinación de hidrocarburos y siderurgia entre otras actividades.

Entre los lineamientos del acuerdos de integración energética entre Neuquén y esa región de Chile, se incluye el diseño de protocolo para elevar a las correspondientes autoridades nacionales de ambos países con el objetivo de profundizar el intercambio energético estableciendo condiciones de seguridad jurídica y previsibilidad; los estudios para la producción de nuevas fuentes de energía; desarrollo tecnológico a partir de provisión de recursos energéticos y la convocatoria a actores públicos y privados, entre otras acciones.

“Que los procesos de Transición Energética que estamos recorriendo y desarrollando en cada uno de nuestros países y regiones, requieren de buscar un suministro de energía que a la vez de ser seguro y asequible sea también sustentable y amigable con el medioambiente propendiendo a una progresiva descarbonización de nuestras matrices energéticas, siendo el Gas Natural un elemento sustancial en dichos procesos por generar mucho menos emisión de gases de efecto invernadero respecto a otras fuentes tradicionales de energía”, expresa el memorándum.

Anualmente, durante la tercera semana del mes de abril, las partes organizarán de manera conjunta, rondas de negocios de participación público–privada con el objetivo de difundir y promover oportunidades que permitan profundizar la integración en materia energética entre ambas jurisdicciones, las que tendrán como sedes las dos regiones en forma alternada.

Fuente: https://www.neuqueninforma.gob.ar/neuquen-ya-trabaja-para-llevar-a-chile-el-gas-de-vaca-muerta/

 

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Argentina comenzará a exportar gas de la mano de una empresa noruega

En lo que representa la primera gran inversión tras la aprobación del régimen para grandes inversiones (RIGI), Pan American Energy y la noruega Golar LNG firmaron un acuerdo por 20 años para la instalación de un barco flotante de licuefacción en la Argentina que producirá gas natural licuado (GNL) destinado a los mercados de exportación.

El barco, propiedad de Golar LNG, tendrá una capacidad de producción de 2,4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural, previéndose el inicio de la operación comercial en 2027.

Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE, dijo que buscan ser “protagonistas del desarrollo de los recursos de gas natural de Argentina. El acceso del gas a los mercados mundiales a través de este barco flotante de licuefacción es un primer gran paso para que nuestro país se convierta en un polo exportador generador de divisas”.

“Estamos en negociaciones con YPF y otras compañías del sector para que se sumen al joint venture que formamos con Golar”, reveló.

Bulgheroni sostuvo que “la Ley Bases y el RIGI permitirán iniciar un camino de crecimiento y fomentar las inversiones que el país necesita para desarrollar su enorme potencial energético y la generación de nuevos puestos de trabajo”.

La implementación del acuerdo, sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones, prevé la posibilidad de sumar un mayor número de barcos flotantes de licuefacción y el ingreso de otros productores de gas de Argentina.

Inicialmente, el barco flotante se abastecerá de gas natural utilizando la infraestructura y capacidad existente del sistema en los meses del año con menor demanda local. Posteriormente, el objetivo es que pueda operar todo el año.

PAE y Golar firmaron un acuerdo por el que PAE suministrará el gas natural al barco flotante de licuefacción de GNL, mientras que Golar proveerá el servicio de licuefacción mediante el alquiler del buque con una estructura de tarifa base y un beneficio adicional sujeto a los precios internacionales del commodity.

El buque de Golar, denominado Hilli Episeyo, tiene una longitud de casi 300 metros. Fue construido en 1975 y reconvertido para el procesamiento de gas en 2017.

 

Fuente: https://www.labrujula24.com/notas/2024/07/05/argentina-comenzara-a-exportar-gas-de-la-mano-de-una-empresa-noruega-n378430/

 

 

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Weretilneck pide que Legislatura respalde el RIGI y acelera para quedarse con el proyecto de GNL

(NEUQUÉN).- Tras la promulgación de la Ley Bases que se dio a conocer este lunes en el Boletín Oficial, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, presentó esta mañana en la Legislatura el proyecto de ley para la adhesión al Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI). La provincia espera tener su aprobación este mes y así empujar el proyecto de GNL de YPF y Petronas hacia Punta Colorada, donde a futuro la petrolera bajo control estatal emplazada un nuevo puerto de exportación de hidrocarburos a través del proyecto Vaca Muerta Sur.

Weretilneck -que ya se había pronunciado a favor del régimen de inversiones- pidió hoy a los legisladores un “tratamiento urgente” al proyecto argumentando su importancia “para la prosperidad y el desarrollo de Río Negro”. Al mismo tiempo, remarcó que cuenta con el apoyo de su par neuquino Rolando Figueroa, con quien creó una alianza estratégica.

“La provincia de Río Negro tiene una potencialidad, por su cercanía y por su golfo, de transformarse en un sitio exportador de la riqueza que produce Neuquén, ya sea en petróleo o ya sea en gas”, sostuvo esta mañana Weretilneck.

“La posibilidad de exportar genera para Neuquén y para el país la duplicación de su producción, lo que significa mayor cantidad de empleos en forma directa, mayor crecimiento de todas nuestras pymes y mayores regalías para Neuquén. En esto Río Negro es un protagonista central porque todo lo que ingresa y sale de Vaca Muerta pasa por nuestra provincia”, señaló en referencia a la retroalimentación que poseen las dos provincias patagónicas.

La aprobación del RIGI, condición indispensable

El gobierno rionegrino pretende llenar todos los casilleros para cumplir con los requisitos para ser la sede donde se desarrollará la planta de GNL anunciada por las petrolera argentina en asociación con la malasia Petronas.

El presidente de YPF, Horacio Marín, había enviado el mes pasado una carta a Weretilneck y al gobernador bonaerense, Axel Kicillof, especificando siete requisitos para que la planta se construya en sus puertos que incluyen incentivos económicos y permisos ambientales. Entre ellos, dijo que la aprobación del RIGI era indispensable para ser sede de la futura planta.

En este sentido, Weretilneck opinó hoy que el RIGI representa “la consolidación de los proyectos de petróleo y de gas en la costa rionegrina, más que lo que pudiera venir de otro tipo de industrias relacionadas al gas y al petróleo y a la agricultura. Nosotros como provincia queremos ser protagonistas del desarrollo argentino que viene y para esto tenemos que ser previsibles. La adhesión al RIGI es una manera de serlo”.

La encerrona política de Kicillof

Bahía Blanca es otra de las posibles sedes que YPF analiza para llevar a cabo el megaproyecto de GNL. Sin embargo, la condición del RIGI deja en una clara desventaja al gobernador bonaerense quien ya se había expedido en su contra.

En el medio, casi la totalidad del espacio Unión de la Patria, al que pertenece, votó en contra del RIGI en el Congreso.

Días atrás, Kicillof criticó que se condicione el proyecto al régimen impulsado por el gobierno de Milei y afirmó que el año pasado cuando se dio a conocer el proyecto, la sede natural era Bahía Blanca. “La inversión de YPF en Bahía Blanca no puede quedar enredada en cuestiones partidarias y coyunturales”, agregó en una conferencia de prensa.

En este sentido, Kicillof buscó separarse del debate que tendrá que dar la Legislatura bonaerense mientras su oposición intentará que finalmente se apruebe.

, Laura Hevia

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CGC y CAMARCO proyectan gran futuro para Palermo Aike

Autoridades de CAMARCO se reunieron con responsables de la Compañía General de Combustibles (CGC) con el objetivo de conocer los avances del proyecto exploratorio no convencional que la empresa está llevando a cabo en Palermo Aike. Resolvieron, además, el compromiso de “continuar trabajando en conjunto, explorando nuevas formas de colaboración y apoyo mutuo”. La semana pasada, a través de la comisión de energía de la Cámara Argentina de Construcción Santa Cruz (CAMARCO), autoridades de la cámara mantuvieron una reunión con Emilio Nadra, Co-CEO, y Felipe González, Chief Supply Chain Officer, de la Compañía General de Combustibles (CGC), durante el cual […]

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Ley Bases: las provincias que se verán más beneficiadas con el RIGI

Se espera que el ya aprobado Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI) incluido en la Ley Bases impulse proyectos en los ocho sectores a los que está destinado: forestoindustria, turismo, infraestructura, minería, tecnología, siderurgia, energía, petróleo y gas. Ya hay movidas concretas al respecto, como el acuerdo que Pan American Energy (PAE) firmó con la noruega Golar para iniciar la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) a partir de 2027 mediante la licuefacción de gas en una estación flotante y para vender a Brasil, cuyo ministro de Minas y Energía, ­Alexandre Silveira de Oliveira, ya manifestó interés. “Estamos […]

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Tras una inversión de US$600 millones, la principal petrolera privada del país construyó uno de los parques eólicos más grandes de Brasil

Pan American Energy (PAE) puso un pie en este país por primera vez e inauguró el Complejo Eólico Novo Horizonte, con 94 aerogeneradores y una capacidad instalada de 423 megavatios. Con una inversión de más de US$600 millones, la principal petrolera privada del país, Pan American Energy (PAE), puso un pie en Brasil por primera vez en sus 70 años de historia. Y, pese a que el petróleo y el gas son el eje de sus negocios, debutó aquí con la construcción de un parque eólico, que está entre los 10 más grandes del país vecino, con una capacidad instalada […]

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YPF alcanzó un nuevo récord de producción de naftas en Refinería Ensenada

YPF, la petrolera bajo control estatal, alcanzó récord de producción de naftas en la refinería del Complejo Industrial Ingeniero Enrique Mosconi. Obtuvo un volumen formulado de 277.098 metros cúbicos.

En mayo, la refinería produjo 174.397 metros cúbicos de naftas súper y 102.701 metros cúbicos de naftas premium que incluye una exportación a Uruguay.

Récord

El último récord mensual había sido en diciembre de 2023. La Refinería Ensenada es la más grande de Argentina y una de las más importantes en América del Sur.

, Redaccion EconoJournal

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Coca-Cola FEMSA Argentina suma paneles solares para generar energía renovable

Como parte de su compromiso con el desarrollo sostenible y la responsabilidad ambiental, Coca-Cola FEMSA Argentina anuncia que comenzará a generar energía solar a través del uso de paneles solares en su mayor centro de distribución, ubicado en el Mercado Central de Buenos Aires. El principal objetivo de los campos solares fotovoltaicos instalados en el centro de distribución por YPF Solar, empresa de soluciones fotovoltaicas y térmicas, es el autoconsumo y el ahorro en el consumo de electricidad. Se prevé que los paneles solares suministren hasta el 35% de la energía requerida durante el verano, disminuyendo significativamente la dependencia de […]

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Minería le pidió a la UNCuyo que haga el estudio de impacto ambiental de 34 proyectos en Malargüe

Están comprendidos en el polígono de Malargüe Distrito Minero Occidental. Al estudio lo hará la Facultad de Ciencias Aplicadas a la Industria de San Rafael. El director de Minería, Jerónimo Shantal, dio un paso clave para que avancen 34 proyectos mineros de exploración en Malargüe. Firmó la resolución para pedirle a la UNCuyo que haga el estudio técnico de impacto ambiental de esas iniciativas que están en el polígono de Malargüe Distrito Minero Occidental. Ese documento será el que más tarde se discuta en la Legislatura, de donde debería salir el aval que exige la ley 7.722. Este jueves se […]

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Caputo modificó la estructura de Economía con nuevos coordinadores para sectores claves como Minería

Los nuevos cargos constituyen una segunda línea de mando y coordinarán Producción, Energía y Minería e Infraestructura. Las dos primeras tendrán al frente a Juan Pazo y Daniel González, respectivamente. El funcionario restante aún no fue definido. El ministro de Economía, Luis Caputo, sumó en su estructura ministerial tres nuevos cargos que tendrán el rol de asistirlo como “secretarios Coordinadores” de Producción, Energía y Minería e Infraestructura. En las dos primeras dependencias estarán al frente Juan Pazo y Daniel González, respectivamente, mientras que el funcionario restante aún no fue definido según comentaron a Infobae en el Palacio de Hacienda. Por […]

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Figueroa apuesta a recuperar la confianza de Chile en el gas neuquino

Este viernes el gobernador del Neuquén, Rolando Figueroa, se reunió en Chile con empresarios de la Región del Biobío, y propuso reconstruir “el vínculo de confianza” con el pueblo chileno a través de la provisión de gas desde Vaca Muerta. El mandatario destacó la política energética de la provincia y sostuvo que la provisión de gas fortalecerá los vínculos regionales. Las declaraciones se dieron en el contexto del viaje Figueroa al vecino país, con el objetivo de promocionar el gas de Vaca Muerta. Allí participó de una jornada de exposición en la sede del IRADE, la organización que agrupa a […]

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Profesionales fueron becadas por Canadá para liderazgo económico en la actividad minera

Profesionales de la Secretaría de Minería de Santa Cruz fueron becadas por Canadá para un curso de liderazgo económico en minería, destacando por su nivel y contribución. El programa, organizado por el BRIMM de la University of British Columbia, promueve un liderazgo ejecutivo inclusivo y habilidades de análisis económico y herramientas de comunicación efectivas. Profesionales de la Secretaría de Estado de Minería de Santa Cruz, fueron becadas por el gobierno de Canadá al finalizar el «Micro Certificado Ejecutivo en Liderazgo Económico para la Minería«, impartido en San Juan por BRIMM (Bradshaw Research Institute for Minerals and Mining) – University of […]

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¿Adiós a los combustibles fósiles? Hallan en Texas una fuente de energía oculta que podría cambiar el mundo

Esta zona, conocida por sus reservas de petróleo y gas natural, podría albergar un importante potencial para generar electricidad limpia y sostenible. Si bien Texas es conocido por sus reservas de petróleo y gas, un equipo de científicos de la Universidad de Texas en Austin estableció que la región fronteriza occidental podría estar lista para la energía geotérmica. Este proyecto busca utilizar una estrategia nueva para generar energía limpia: inyectar agua en rocas calientes bajo tierra, en lugar de los métodos tradicionales.             ¿Qué es la energía geotérmica? La energía geotérmica es un tipo de […]

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Chubut sancionó a YPF por el derrame de hidrocarburo en Bella Vista

El Gobierno del Chubut resolvió multar a la empresa por el grave daño ambiental ocasionado tras la rotura de un caño de conducción de crudo y por no haber realizado las obras preventivas para minimizar el impacto. El Gobierno del Chubut, que conduce Ignacio “Nacho” Torres, a través de la Secretaría de Ambiente y Control del Desarrollo Sustentable, resolvió sancionar a la empresa YPF por el daño ambiental ocasionado tras el derrame de hidrocarburos ocurrido el pasado 25 de junio en el yacimiento Bella Vista de Comodoro Rivadavia. La medida fue establecida mediante la Disposición 011/2024 de la Subsecretaría de […]

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Exclusivo: darán de baja una millonaria licitación adjudicada en el gobierno anterior para ampliar el parque de generación eléctrica

El gobierno dará de baja una licitación millonaria realizada por el gobierno anterior para ampliar el sector de generación eléctrica. EconoJournal accedió a la Resolución 69884172, que ya está en el sistema de Gestión Documental (GDE) a la espera de que se firme y publique en el Boletín Oficial. Se trata de la convocatoria Contratos de Abastecimiento de Confiabilidad de Generación Térmica (TerConf), una licitación lanzada en el último cuatrimestre de 2023 para sumar 3.340 megawatt (MW) de potencia, que implicaban obras por unos US$ 4.000 millones de inversión.

Pese a que los proyectos fueron adjudicados, la gestión del secretario Eduardo Rodríguez Chirillo no avanzó con la ejecución de las iniciativas. Por ese motivo, la licitación se encontraba en un limbo legal, sin certezas acerca de su continuidad. Hasta ahora: pese a que en las últimas semanas fuentes privadas especulaban con la posibilidad de reflotar la construcción de las nuevas centrales, finalmente el gobierno cancelará la licitación.

Habrá que ver si la decisión no acarrea algún tipo de riesgo legal para el Estado, dado que los proyectos ya habían sido adjudicados por resolución en el final de la gestión de Flavia Royón e incluso algunos privados habían empezado a depositar a Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), en concepto de garantía para asegurarse un lugar a futuro en el despacho de energía.

Derrotero

En febrero, Rodríguez Chirillo había suspendido momentáneamente el proceso de firma de los contratos, que habían sido adjudicados en noviembre, en la salida del gobierno de Alberto Fernández. El freno a la licitación se produjo porque el gobierno de Javier Milei pretende avanzar en una reestructuración del sector eléctrico.

La nota a la que accedió este medio, que lleva la firma del subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, se publicará oficialmente en las próximas horas y afirma: “déjense sin efecto las Resoluciones Nros. 621/2023 y 961/2023 de la Secretaría de Energía. Convocatoria Abierta Nacional e Internacional “TerCONF”.

Resolución

Este medio también accedió al borrador de una segunda resolución de la Secretaría de Energía que formalmente da de baja la licitación e instruye a Cammesa a “reintegrar los montos correspondientes al Esquema de Pagos dispuesto en la Cláusula 22 (Garantías) del Pliego de Bases y Condiciones de la Convocatoria TerCONF, en concepto de pago inicial por adjudicación y pagos mensuales para mantenimiento de la adjudicación a los proyectos que hubieran resultado adjudicados oportunamente”.

En el tercer artículo de la resolución, que se publicará la semana que viene, se establece que Cammesa también restituya la Garantía de Mantenimiento de Oferta de la convocatoria. “La restitución quedará sujeta a la presentación de una renuncia de la sociedad titular del proyecto a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitra”, aclara el texto.

No sorprende

En el sector no sorprende la suspensión de la licitación TerCONF porque era una posibilidad que había circulado, según pudo relevar EconoJournal de fuentes privadas. De todos modos, ahora el Estado está obligado a reaccionar rápidamente para ampliar lo más urgentemente posible el sector de generación eléctrica, pensando sobre todo que en los próximos 18 meses si esto no sucede, es decir, si no se amplía la generación, va a haber problemas de suministro en varios nodos del país.

En este contexto, el gobierno tiene que tomar una decisión rápida para garantizar la ampliación del parque termoeléctrico. El Poder Ejecutivo ya está explorando un esquema similar al que existe en el Mercado a Térmico de Energías Renovable (Mater), pero en el de generación térmica.

La mayoritaria de las empresas de generación y distribución de electricidad entienden que el mercado no está maduro en la actualidad por la volatilidad que existe en lo macroeconómico y en el alto nivel de subsidios que el Estado todavía inyecta al sector eléctrico como para que la demanda residencial -a través de las distribuidoras- contrate energía producida en nuevos proyectos de generación.

Habrá que ver si finalmente los grandes usuarios de energía, que son los que apuntalan la operatividad del Mater, tienen también la vocación de permitir la ampliación del mercado de generación.

Qué era la licitación TerCONF

La licitación TerCONF se impulsó durante 2023 para ampliar el parque de generación térmica. La intención era sumar 3.340 MW de potencia, un 10% del parque de generación instalado en la actualidad. Había alrededor de US$ 4.000 millones de inversión en obras.

Uno de los objetivos es asegurar el suministro a largo plazo, con generación eficiente y modernización de equipos. Otra meta de TerCONF tenía que ver con reforzar nodos críticos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), sobre todo en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y otras regiones donde se necesita mejorar las condiciones de operación del sistema. Los adjudicatarios habían firmado un contrato PPA (Power Purchase Agreement) de abastecimiento con Cammesa.

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, Roberto Bellato

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Batalla comercial: alertan posible alza en los precios de la energía solar por aranceles a productos

El Global Solar Council (GSC) estuvo presente en la XVII edición del SNEC PV Photovoltaic Power Conference & Exhibition, el congreso más grande del mundo sobre energía solar fotovoltaica llevado a cabo en China semanas atrás. 

Bajo ese contexto, Marcelo Álvarez, integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del Global Solar Council, analizó las tendencias, retos y oportunidades que se avecinan para el crecimiento fotovoltaico. 

Por lo que uno de los principales puntos que remarcó en conversación con Energía Estratégica está vinculado a las series de aranceles impositivos que establecieron ciertos países por productos y soluciones fabricadas en otros territorios del planeta. 

“Por ejemplo, Joe Biden (presidente de Estados Unidos) aumentó el arancel de los módulos solares de otros países al 50% y se espera una suerte de repaliación en exportaciones, sumado a que la Unión Europea también puso barreras comerciales a la movilidad eléctrica de China. Hecho que genera que nazcan proyectos de fábricas en otros lugares del mundo que no sean en Asia en general”, sostuvo. 

“Ahora comienzan proyectos de plantas significativas de producción en otros países por la vulnerabilidad que se ve desde occidente de un eventual conflicto en el suministro de componentes, principalmente módulos e inversores fotovoltaicos”, agregó. 

Este hecho podría desencadenar la alza en el precio de ese tipo de soluciones en el mediano plazo, debido al establecimiento de barreras arancelarias y paraarancelarias entre los países enfrentados comercialmente. 

Por lo que desde el Global Solar Council buscan generar diálogos para evitar barreras entre mercados y potenciar producciones locales con incentivos. Es decir, evitar que se rompa la colaboración internacional y no existan conflictos para el avance del sector solar.

“El rol del Global Solar Council es catalizar el proceso de adopción solar para hacerlo más barato, rápido y eficiente. Y las discusiones pasan por cómo establecer mecanismos de incentivos que sean eficientes y no barreras por procedencia, ya que siempre terminan con restricciones de un lado y contra restricciones del otro que llevan el precio a la alza”, subrayó Marcelo Álvarez, quien fue reconocido en SNEC por su vasta trayectoria en el sector solar. 

¿Qué otras tendencias se observan?

Más allá del aumento de eficiencia de los módulos, en general con tecnología N-Type y de más de 600 W de potencia, el integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del GSC destacó que hay más oferta para el segmento agrovoltaico y de sistemas de almacenamiento de energía. 

“La discusión es tecnológica y de precios, quién provee la tecnología y la electrónica de control, considerando que muchos proveedores ofrecen soluciones integradas. En fase comercial aún se venden baterías de litio, pero avanza significativamente sodio para baterías estacionarias grandes proyectos; aunque no habrá un ganador único o una tecnología reemplazará a la otra”, aludió en cuanto al storage.

“Mientras que en agrovoltaica cada vez se tiende más a cultivos caros, que la separación de los módulos permita optimizar la arquitectura solar y sea repagada por la actividad del suelo. Por ejemplo, en Argentina puede ser para frutos rojos, vid, legumbres, hortalizas y más productos que se pueden producir con agrovoltaica periurbana, con puntos de conexión muy cercanos”, añadió. 

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Consejo de Estado anuló el nombramiento de Omar Fredy Prías como director de la CREG

El pasado 15 de noviembre, el Gobierno Nacional posesionó a Ómar Prías como comisionado experto de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) ante el actual ministro de Energía y Minas, Andrés Camacho. Sin embargo, el viernes pasado, en el marco de la crisis institucional que atraviesa el gobierno,  la Sección Quinta del Consejo de Estado anuló su nombramiento como director ejecutivo por no cumplir con los requisitos.

En efecto, el Consejo presentó una demanda determinando que Prías no cuenta con la experiencia requerida para el cargo de comisionado de la CREG por lo que la institución queda con un solo integrante en propiedad.

En concreto, declaró que el funcionario “no cumple con el criterio reputacional, así como tampoco con las condiciones de experiencia en cargos de responsabilidad o consultoría y asesoría”.

Y agregó: “Es claro que pese a que el señor Omar Prías ostenta varios años de experiencia profesional en el sector público y privado, su hoja de vida no es lo suficientemente acreditada”.

En síntesis, en la demanda presentada por Germán Lozano Villegas, se detalló que los expertos comisionados deben «contar con una reconocida preparación y experiencia técnica, en el área energética y haber desempeñado cargos de responsabilidad en entidades públicas o privadas del sector energético, nacional o internacional, por un periodo superior a seis años; o haberse desempeñado como consultor o asesor por un periodo igual o superior».

Perfil de Omar Prías

Ingeniero eléctrico recibido en la Universidad Nacional de Colombia, cuenta con una especialización en gerencia de Tecnología de la Escuela de Administración de Negocios (EAN) y con una maestría en eficiencia energética de la Universidad de La Habana.

Fue asesor y consultor de gestión Organización de las Naciones Unidas para el desarrollo industrial (2014 a 2018).

Previamente, trabajó en el Ministerio de Minas; en la Cámara de Comercio, el Centro Internacional de Física; en el Acueducto, Agua y Alcantarillado de Bogotá y Colciencias y en la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) como asesor. Además,se desempeñó como docente de posgrado en ingeniería, arquitectura y urbanismo.

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Amara NZero espera un market share del 30% en Perú sobre 60 MW en generación distribuida

De acuerdo al ranking 2023 de EY, Perú se ha consolidado como el quinto país más atractivo de América Latina para invertir en energías renovables.

En este marco, Amara Net Zero, proveedor integral para proyectos relacionados con la transición energética, desembarcó en el país en pos de convertirse en un aliado estratégico  en la distribución de equipos solares, ofreciendo las mejores marcas de la industria y un servicio de calidad.

En exclusiva con Energía Estratégica, Rolando Garay, Country Manager Perú en Amara Net Zero habló de cómo viene creciendo la compañía y reveló ambiciosos objetivos por delante.

“A pesar de que la firma es actor nuevo en el mercado peruano, lleva 67 años de existencia a nivel global y en 2023 logró una facturación anual superior a mil millones de dólares. De esta forma, se convierte en un partner potente en el suministro de equipamiento fotovoltaico en 18 países. Con toda esa energía venimos a Perú, a consolidar nuestra presencia con un despliegue comercial y logístico en la zona norte, centro y sur del país”, explica.

Y agrega: “Debido a la considerable baja de los costos de paneles solares el último año, el mercado solar de generación distribuida viene creciendo exponencialmente. Estimamos que se implementarán unos 60 MW este 2024 donde Amara espera tener una participación de al menos un 30% de market share”.

Por su parte, el ejecutivo asegura que el mercado de utility también está creciendo de la mano de más proyectos solares de cientos de MW en el sur del país.

A su vez, señala que el mercado de las instalaciones fotovoltaicas aisladas, principalmente en la selva, resulta muy atractivo para la compañía debido a que se están implementando microrredes fotovoltaicas, a través de inversión del gobierno, de 50, 100, 200 y hasta 500 KW.

En línea con su estrategia de venta, Amara NZero busca cambiar el mindset del integrador local al ofrecer una oferta complementaria y ágil hacia el cliente final. Según Garay, el integrador ya no tendrá que esperar los tiempos que demora una importación típica (2-3 meses) sino que tendrá el suministro de forma inmediata, acelerando considerablemente los tiempos que toma implementar un proyecto fotovoltaico.

Además, cuenta con acuerdos globales con los mayores fabricantes del mundo donde se establece una máxima competitividad en los costos y volúmenes de compra de paneles solares, inversores de red y otros, lo cual los convierte en una alternativa muy atractiva en los clientes integradores.

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Honduras prepara una tarifa monómica para autoproductores que desencadene un boom de energía solar

El equipo de profesionales de Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) ha estado realizando un análisis profundo sobre la configuración de una tarifa de excedentes para usuarios autoproductores durante todo este año.

Según comunicó la CREE a Energía Estratégica, han tenido un intercambio fluido con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) para poder compensar la inyección de excedentes de la generación distribuida renovable en Honduras, que hasta el momento no tiene retribución alguna.

El sector privado está siguiendo este proceso de cerca. De hecho, el Directorio de Comisionados y el departamento de Tarifas, recibieron a la Alianza de Autoproducción con Energía Solar en Honduras (APROSOL) -antes Asociación de Proveedores de Energía Renovable Distribuida de Honduras (APRODERDH)– el 1 de febrero del 2024, para discutir sobre el avance en la aprobación de la tarifa de remuneración de excedentes a los autoproductores.

En atención al interés de la empresa privada y la ciudadanía en que se logren definiciones consensuadas, Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, anticipó: “Se está evaluando una audiencia pública y su posterior aprobación para que en este tercer trimestre del año tengamos ya una tarifa de autoproductores monómica”.

De acuerdo al artículo 29 de la tarifa de usuarios autoproductores esta debe ser binómica. Sin embargo, tras reuniones con la ENEE se dio forma a un esquema con tarifa provisional monómica.

Esta es una cuestión que se podrá discutir en el marco de la audiencia pública donde se prevé recabar todas las opiniones de las empresas privadas, que si bien no son necesariamente vinculantes, sí pueden contribuir desde el punto de vista técnico económico a la iniciativa.

Desde el organismo regulador proyectan que con esta medida se avecine un boom de instalaciones en el segmento de generación distribuida residencial, comercial e industrial.

“Este pago de las inversiones vía tarifa, les va a repercutir en el apalancamiento de sus proyectos, obviamente. Ahora, no se está pagando esa inyección de los autoproductores al sistema de distribución pero sí ya con tarifas se va a dar crédito y, de esa manera, con los créditos van a apalancar sus inversiones”, confió el comisionado Flores.

Y auguró: “Nosotros esperamos que aparte de lo que ya está instalado en el sector residencial y comercial así como en el industrial, se va a venir un boom de instalaciones”.

Según reporta la CNEE tras un reciente proceso de fiscalización, a la fecha existen 503 usuarios autoproductores registrados ante la ENEE y el total de energía inyectada al sistema interconectado nacional por parte de dichos usuarios equivale a 105.40 GWh.

Ahora bien, no se cuenta con una base de datos de usuarios autoproductores con el nivel de detalle que exige la normativa aplicable; por lo que se advierte que la empresa distribuidora deberá aplicar mejoras a los procedimientos para la gestión de usuarios autoproductores próximamente para dar lugar a la implementación de una nueva tarifa monómica provisional por excedentes.

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Más financiamiento en Chile: una empresa firmó una nueva línea con Santander para construir parques solares

Santander Chile y Solarity, anunciaron una nueva línea de financiamiento de USD 50.000.000 para la construcción de nuevas plantas solares por parte de la empresa chilena que tiene diez años de experiencia en generación distribuida. 

“El financiamiento va 100% para inversión de Solarity en fotovoltaica para nuestros clientes. Es un apalancamiento para seguir invirtiendo y creciendo, siendo Santander Chile el socio estratégico que ayuda a financiar el crecimiento en activos, en la construcción de más plantas solares”, explicó Horacio Melo, gerente general y cofundador de Solarity, en conversación con Energía Estratégica.

“Es una gran noticia porque mantiene el impulso y velocidad en plantas solares, sumado a que acompañado el financiamiento y la alianza con Santander es un compromiso mayor de querer contribuir a descarbonizar la matriz y tener un planeta más sostenible”, agregó. 

Cabe recordar que la empresa chilena de generación distribuida, adquirida en 2021 por la firma canadiense Brookfield Renewable, ofrece soluciones a medida de generación distribuida para el sector comercial, industrial y agrícola, en pos de reducir las facturas energéticas y las emisiones de gases de efecto invernadero de la matriz. 

Soluciones que van desde instalaciones en techos, suelo, estacionamientos (carports) e incluso sobre el agua, como es el caso de la ubicada en Quilamuta, Región de O’Higgins, siendo la planta solar fotovoltaica flotante más grande del cono sur.

Tal es así que Solarity cuenta con más de 170 plantas en funcionamiento en todo Chile, que totalizan alrededor de 90000 paneles solares instalados, los cuales ya generaron más de 100 GWh y evitaron más de 80000 toneladas de CO2. 

A lo que se debe agregar que esta no es la primera vez que ambas instituciones cerraron un acuerdo de colaboración, ya que a principios del 2023 lanzaron una colaboración por USD 25.000.000; por lo que, bajo la mirada de su gerente general y cofundador de Solarity, este nuevo convenio con Santander “marca un hito dentro de las etapas de crecimiento

“Para que el crecimiento ocurra, es sano que existan instituciones financieras de la talla de Santander interesados en apoyar este tipo de iniciativas y proyectos. Incluso nuestra empresa crece a una tasa muy atractiva, de aproximadamente 50% al año, por lo que la expectativa es invertir rápidamente el financiamiento dado”, afirmó Horacio Melo.

“Además, tenemos abiertas las conversaciones con Santander para seguir creciendo y buscando nuevas formas de financiamiento para ello”, manifestó dejando entrever posibilidades de más líneas para el futuro próximo en el país. 

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Vaca Muerta pierde hasta el 10% del gas que produce por fugas que no se detectan

Mario Patiño, representante de la empresa estadounidense Insight M, líder de la industria energética en detección aérea de metano de alta frecuencia, compartió sus experiencias y hallazgos en relación a la medición de emisiones en distintas cuencas del mundo. Durante su presentación en el Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal precisó que en Vaca Muerta, en donde se producen 90 millones de metros cúbicos de gas por día, se pierde hasta un 10% por el poco desarrollo tecnológico de detección y reparación de fugas.

Si bien en Argentina esta agenda aún se encuentra en una etapa incipiente, en mercados como Estados Unidos y Europa el control de emisiones ya ocupa un lugar central. 

Durante la entrevista, Patiño explicó cómo las tecnologías de la industria energética en detección aérea de metano de alta frecuencia permiten no solo medir con precisión las emisiones sino también identificar oportunidades económicas significativas para los operadores. 

“Lo primero que se debe destacar es que esas pérdidas de gas natural o de metano son pérdidas en las utilidades para los operadores. Los costos de producción ya están para ese gas que estamos emitiendo en la atmósfera. Entonces, primero son pérdidas en las utilidades de los operadores. Para Argentina tal vez resultan relevantes dado que son volúmenes de gas que no están llegando a los usuarios finales en la demanda”, explicó Patiño.

Medición de emisiones

-¿Qué es lo que están viendo en la Argentina en relación a la medición de emisiones?

-En términos de intensidad hemos identificado que la distribución de esas fuentes emisoras se comporta como una distribución de cola larga de Pareto. Quiere decir que un porcentaje muy mínimo de las fuentes emisoras, el 10% de lo que encontramos acá en Vaca Muerta, es responsable por el 80% del volumen emitido a la atmósfera. Hay una oportunidad importantísima para los operadores de capitalizar en esas pérdidas de gas que hay hoy en día. Digamos, hemos visto que cada 200 pozos más o menos que inspeccionamos con los sobrevuelos hay entre 80 y 100 emisiones importantes.

Es decir que se está perdiendo entre un 5% y un 10% porque tecnológicamente no estamos avanzando hacia donde deberíamos hacerlo. 

-Es correcto. Y la principal conclusión allí es ver el tema de las emisiones como una oportunidad económica, no solo un tema solamente de descarbonización y de sostenibilidad. Para capitalizar y aprovechar el 100% de ese producto primario que hay en Vaca Muerta es necesario mirar muy bien qué es lo que está pasando con las emisiones fugitivas. 

¿Cómo se identifican esas emisiones?

-Hoy en día hay tecnologías que así lo permiten. Son emisiones reparables de un tamaño considerable con un posible retorno de la inversión de todo el programa detrás del metano de un par de días.

-¿Cuáles son las tecnologías disponibles para la medición de emisiones y cómo las utilizan en Insight M?

-Son tres categorías principales de tecnologías: las de suelo o terreno, como las cámaras térmicas y sensores de monitoreo continuo; los drones de baja altura; y lo que nosotros hacemos, que es sobrevolar las cuencas completas, con aeronaves tripuladas, con aviones a alturas de 2000 a 5000 pies. Esto nos permite cubrir las cuencas de manera muy eficiente y obtener datos precisos sobre las emisiones. 

¿Existe alguna forma de extrapolar algún tipo de medición que tengan en transporte de gas en midstream?

-En Estados Unidos y en Colombia trabajamos con los principales transportistas, las principales operadoras midstream, y nos hemos dado cuenta de que el 50% de las fugas que identificamos están en los gasoductos. ¿Eso qué es lo que significa? Que las tecnologías pasadas se están enfocando mucho en concentrarse en las facilidades o, digamos, en las situaciones de superficie. Pero lo que encontramos hoy con el dataset, con más de un millón de sobrevuelos en el mundo, es que el 50% de esas fuentes emisoras o de esas fugas son en los gasoductos, en los trazados como tal de las tuberías.

-¿Eso pasa en Estados Unidos o es algo que observan a nivel general?

-Es una conclusión que podemos extrapolar en general a los distintos mercados y se debe sobre todo a la incapacidad de medir esa intensidad de metano en los gasoductos. 

-¿Cómo se debe avanzar en esa dirección?

-En términos de incentivos hay algunos países que han avanzado en temas de regulación de metano, Estados Unidos es uno de ellos con el Waste Emissions Charges que inicia el 1º de enero del 2025. Colombia también tiene algo de regulación. Hay otros mercados, Europa por ejemplo, que poseen una ley de intensidad de metano.

-¿Qué está haciendo Estados Unidos con este nuevo programa que arranca en enero de 2025?

-Lo que ellos están haciendo es una penalidad por tonelada emitida de metano en toda la cadena de valor. Y tienen incluso algo que es único de su mercado, algo así como un “policía de metano”. Son aeronaves también tripuladas que van buscando fuentes emisoras de más de 100 kilogramos por hora y las van reportando al ente regulador, y en base a esa información del ente regulador es que se dan las penalidades. Nosotros estamos trabajando precisamente con los operadores para buscar, minimizar digamos, la frecuencia y la duración de esas fuentes emisoras de más de 100 kilogramos por hora, que son importantes a nivel regulatorio.

-¿Hay algún país en América Latina que deberíamos evaluar a partir de lo que ya está haciendo? ¿Es Colombia o existe otro ejemplo también?

-Diría que Colombia a nivel de incentivo regulatorio puede ser un ejemplo interesante para seguir, pero además de ese incentivo regulatorio considero que existen otros incentivos mucho más importantes que están disparando este tipo de alternativas.

-¿Dónde está parado Argentina en materia de regulación? 

-En el entendimiento que tenemos no es una prioridad para el país. Hay otras prioridades que yo creo que finalmente van a ir hacia el mismo sentido. Es decir, a medida que queremos tener un recurso en Vaca Muerta que sea supremamente competitivo (pensando en exportaciones o en cubrir la demanda interna) nos vamos a dar cuenta muy rápido que independientemente de la regulación vamos a tener que identificar y reparar esas fugas rápido. Que ya hay tecnologías que así lo permiten, porque realmente los incentivos económicos y de suministro a nivel nacional son importantísimos, por no tocar además los temas regulatorios de otros mercados que pueden impactar a la Argentina. 

-¿Cuál es el driver por el cual el mercado está tratando de incorporar esta tecnología? ¿Es la regulación, que hacía referencia recién? 

-Yo veo dos ángulos. Hay un ángulo, por supuesto, que es el tema de las penalidades del 1º de enero del 2025 en Estados Unidos. Eso preocupa, por supuesto, a los operadores. Lo que estamos viendo es que ya con esta estrategia de buscar frecuentemente esas fugas de mayor tamaño para bajar la frecuencia y la duración, ellos dicen que es suficiente. Lo que yo estoy viendo en mis hojas financieras es un incremento de utilidades para seguir en este camino. Y el último punto que ahora resalta es el tema de Europa. Estados Unidos es el mayor exportador o la fuente principal del mercado de gas natural licuado en Europa. Independientemente de lo que haga el próximo gobierno en Estados Unidos van a tener que cumplir con esa regulación para importación para poder, digamos, seguir teniendo Europa como uno de los off-taker. 

, Mauricio Luna

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La SIE recomienda la concesión definitiva de más de 100 MWp solares en República Dominicana

El segundo semestre del año 2024 inicia con buenas noticias para el sector energético renovable. En la primera semana del mes de julio, la Superintendencia de Electricidad (SIE) publicó nuevas resoluciones recomendando a la Comisión Nacional de Energía (CNE) la concesión definitiva de tres proyectos fotovoltaicos.

Se trata del Parque Solar Fotovoltaico El Güincho (75 MWp y 65 MWn) de SOCIEDAD AKUOPOWERSOL S.A.S., el Parque Solar Eco Sur (25.3 MWp y 20.125 MWn) de RAAS SOLAR S.R.L., y el Parque Fotovoltaico Integra Solar (13.7 MWp y 9.9 MWn) de Integra Power S.A.S.

El primero de estos, a ubicarse en el municipio San Antonio de Guerra (provincia de Santo Domingo) incluye un sistema de almacenamiento por baterías de hasta de 20.7 MW con capacidad de operar hasta cuatro horas, llegando a una energía de 82.8 MWh.

El segundo, que se ubicará en el Distrito municipal la Victoria, dentro del municipio Santo Domingo Norte, provincia Santo Domingo, se trata de una nueva iniciativa impulsada por la peticionaria RAAS SOLAR, que ya acumula más expertise tras la concesión obtenida en su parque solar Eco Norte de 7.5 MWp el año pasado.

Y la tercera, contará con obras a localizarse en la sección El Toro, distrito municipal Hato Viejo, municipio Santo Antonio de Guerra, provincia Santo Domingo.

En total, estos proyectos sumarían una capacidad instalada de 114 MWp y 95,02 MWn, con una vida útil a concesionar de 25 años, de acuerdo con las resoluciones emitidas por la SIE. De obtener también el visto bueno de la CNE, podrían sumarse al grupo de proyectos que obtengan contratos durante este año.

De acuerdo con el Ministerio de Energía y Minas de República Dominicana al cierre del 2023 se registraban 1,126.25 MW de capacidad renovable instalada, que representaría un crecimiento de más del 103 % en los últimos tres años.

Aquello no sería todo. Actualmente, se estarían construyendo más de 1,300 MW en proyectos fotovoltaicos para ser interconectados en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), demostrando una voluntad de actores públicos y privados para viabilizar nuevos proyectos en República Dominicana.

En buena parte, estas cifras favorables para el sector energético renovable  merecen al ritmo de aprobación de concesiones para proyectos energéticos de los últimos años. Sin ir demasiado lejos, en el primer semestre del año, fueron 30 los proyectos con trámite favorable en la CNE; de los cuales, 8 obtuvieron concesiones definitivas y 22 avanzan con provisionales. Y entre aquellos con concesiones definitivas, 6 fueron proyectos fotovoltaicos a los que se les recomendó la suscripción de contratos a 25 años para un total de 647,48 MW.

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Aumentó la producción de petróleo y gas de Brasil en mayo

El crecimiento de la producción de petróleo en Brasil fue de 3,9% en comparación con el mes anterior y gas natural, 6,6%. La ANP (Agencia Nacional de Petróleo) publicó los datos consolidados de la producción nacional de hidrocarburos. En el mes, se produjo un aumento en la producción de petróleo y gas natural, y también en la producción presal. 



La producción total (petróleo y gas natural) fue de 4.234 millones de barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d). 

En cuanto al petróleo, se extrajeron 3.318 millones de barriles diarios (bbl/d), un crecimiento del 3,9% respecto al mes anterior y del 3,6% respecto al mismo mes de 2023. 

La producción de gas natural en mayo fue de 145,63 millones de metros cúbicos por día (m3/d). Hubo un aumento del 6,6% en comparación con abril de 2024 y del 0,8% en comparación con mayo de 2023.



Presal



La producción total (petróleo y gas natural) en la presal, en mayo, fue de 3.314 millones de boe/d y correspondió al 78,3% de la producción brasileña. 

Esta cifra supone un incremento del 5% respecto al mes anterior y del 3,7% respecto al mismo mes de 2023. 2.599 millones de bbl/d de petróleo y 113,73 millones de m3/d de gas natural se produjeron a través de 145 pozos.



Uso de gas natural



En mayo, el uso de gas natural fue del 97,6%. 46.75 millones de m3/d se pusieron a disposición del mercado y la quema fue de 3,55 millones de m3/d. Hubo un descenso del 9,5% en la quema, en comparación con el mes anterior, y del 14,2% en comparación con mayo de 2023.



Origen de la producción



En el mes, los campos marítimos producían el 97,5% del petróleo y el 86,2% del gas natural. Los campos operados por Petrobras, solos o en consorcio con otras empresas, fueron responsables del 88,88% del total producido. La producción se originó en 6.549 pozos, de los que 504 fueron marítimos y 6.045 terrestres.



Campos e instalaciones



En mayo, el campo Tupi, en la presal de la Cuenca Santos, fue el mayor productor de petróleo y gas, registrando 755.460 mil bbl/d de petróleo y 37.01 millones de m3/d de gas natural. La instalación con mayor producción de petróleo y gas natural fue la FPSO Guanabara, en el yacimiento compartido de Mero, con 179.546 bbl/d de petróleo y 11,68 millones m3/d de gas.



Acerca del Boletín de Producción de Petróleo y Gas



Además de la publicación tradicional en .pdf, es posible consultar los datos del boletín de forma interactiva utilizando la tecnología Business Intelligence (BI). La herramienta permite al usuario cambiar el mes de referencia para el que quiere la información, así como diferentes selecciones de periodos para consultas y filtros específicos para campos, estados y cuencas. 

A partir de la divulgación de enero de 2024, las consultas se incluyeron por régimen contractual, indicativas de campos marginales y campos maduros y el filtro de operador del tiempo del período elegido en la consulta. 

Se esperan variaciones en la producción y pueden producirse debido a factores como paradas programadas de unidades de producción debido al mantenimiento, entrada en operación de pozos, parada de mantenimiento o limpieza, inicio de la puesta en marcha de nuevas unidades de producción, entre otros. Tales acciones son típicas de la producción de petróleo y gas natural y buscan un funcionamiento estable y continuo, así como un aumento de la producción a lo largo del tiempo.

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PAE y Golar instalarán un barco de licuefacción en Argentina para la exportación de GNL

Pan American Energy y Golar LNG firmaron un acuerdo por 20 años para la instalación de un barco de licuefacción en Argentina que producirá gas natural licuado (GNL) destinado a los mercados de exportación, informó PAE.

El barco, propiedad de Golar LNG, tendrá una capacidad de producción de 2,4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural, previéndose el inicio de la operación comercial en 2027.

Marcos Bulgheroni, Group CEO de PAE, afirmó que “buscamos ser protagonistas del desarrollo de los recursos de gas natural de Argentina. El acceso del gas a los mercados mundiales a través de este barco flotante de licuefacción es un primer gran paso para que nuestro país se convierta en un polo exportador generador de divisas. Estamos en negociaciones con YPF y otras compañías del sector para que se sumen al joint venture que formamos con Golar”.

Asimismo, Bulgheroni sostuvo que “la Ley Bases y el RIGI permitirán iniciar un camino de crecimiento y fomentar las inversiones que el país necesita para desarrollar su enorme potencial energético y la generación de nuevos puestos de trabajo”.

La implementación del acuerdo, sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones, prevé la posibilidad de sumar un mayor número de barcos flotantes de licuefacción y el ingreso de otros productores de gas de Argentina, se indicó.

Inicialmente, el barco flotante se abastecerá de gas natural utilizando la infraestructura y capacidad existente del sistema en los meses del año con menor demanda local. Con posterioridad el objetivo es que pueda operar todo el año.

PAE y Golar firmaron un acuerdo por el que PAE suministrará el gas natural al barco flotante de licuefacción de GNL, mientras que Golar proveerá el servicio de licuefacción mediante el alquiler del buque con una estructura de tarifa base y un beneficio adicional sujeto a los precios internacionales del commodity.

El buque de Golar, denominado Hilli Episeyo, tiene una longitud de casi 300 metros. Fue construido en 1975 y reconvertido para el procesamiento de gas en 2017.

Golar LNG es una empresa noruega de infraestructura marítima de GNL. A lo largo de sus 75 años de historia la compañía ha sido pionera en infraestructura marítima de GNL, incluida la primera terminal flotante de licuefacción de GNL (FLNG) y proyectos de unidad flotante de almacenamiento y regasificación del mundo basados ​​en la conversión de buques de GNL existentes.

Golar posee la flota de unidades FLNG más grande del mundo por capacidad de licuefacción anual, con un historial operativo líder en el mercado.

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YPF: Refinería Ensenada con producción récord

YPF logró un récord de producción de naftas en la Refinería del Complejo Industrial Ingeniero Enrique Mosconi (Ensenada), con un volumen formulado de 277.098 metros cúbicos.

En mayo, la Refinería produjo 174.397 metros cúbicos de naftas súper y 102.701 metros cúbicos de naftas premium que incluye una exportación a Uruguay, informó la compañía.

El último récord mensual había sido en diciembre de 2023. La Refinería Ensenada es la más grande de Argentina y una de las más importantes en América del Sur.

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YPF volvió a romper el récord de velocidad de perforación en Vaca Muerta

El megayacimiento de hidrocarburos no convencional de Vaca Muerta sigue arrojando buenas noticias. La petrolera estatal YPF volvió a romper un récord de velocidad de perforación en Vaca Muerta, luego de haber realizado 1.543 metros de rama lateral en 24 horas.

El hito se consiguió en el yacimiento La Angostura Sur, como parte de un pozo donde se alcanzó el total de 5.542 metros en 16 días. 

Con este proyecto, YPF buscar abrir las fronteras del desarrollo de Vaca Muerta al sur de Loma Campana, donde concentra la mayor actividad.

De este modo, la compañía vuelve a mostrar una mejora en la eficiencia, que le permitió en los últimos años perforar cada vez rápido y a un costo menor, reduciendo los tiempos no productivos de los equipos e incorporando tecnología y conocimientos de última generación.

La compañía prevé realizar este año una de las campañas más importantes de pozos de su historia en la ventana de petróleo, con la intención de aumentar la producción de la Cuenca Neuquina. 

Este objetivo forma parte del plan 4×4, que busca posicionar a YPF como exportadora de crudo, indicó la petrolera.

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Seguridad nuclear: el ataque a la central Zaporiyia pone en riesgo a toda Europa

El director general del Organismo Internacional de la Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi, condenó este jueves el ataque registrado el miércoles contra la central nuclear de Zaporiyia y ha advertido de que lo sucedido es una “violación” de los “pilares fundamentales de la seguridad nuclear“.

“La central nuclear de Zaporiyia ha informado al OIEA de que ocho trabajadores de la planta han resultado heridos a causa de los ataques con drones registrados ayer. Todos ellos son miembros del personal”, ha indicado en un mensaje difundido a través de su cuenta en la red social X.

En este sentido, ha lamentado que estos ataques vulneran también los principios de “protección” de las instalaciones nucleares y su personal, por lo que suponen un peligro.

Las autoridades de Rusia denunciaron el miércoles que las Fuerzas Armadas de Ucrania habían llevado a cabo un ataque con drones contra la central nuclear –ubicada en el sur de Ucrania pero bajo administración rusa en el marco de la guerra–.

Así lo confirmó el jefe de la empresa estatal rusa de energía nuclear Rosatom, Alexei Lijachev, que en declaraciones a los medios detalló que Ucrania llevó a cabo tres ataques en un intervalo de apenas quince minutos contra la subestación de Raduga.

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Pan American Energy tomó deuda por US$ 75 millones a 0% de interés anual

La empresa energética Pan American Energy (PAE) salió al mercado a tomar deuda por US$75 millones a tres años, con una tasa de interés fija anual del 0% y atada al valor del dólar oficial.

El holding energético licitó la obligación negociable (ON) Clase 33 ampliable hasta 75 millones de dólares “a ser suscriptas e integradas en pesos al Tipo de Cambio Inicial y pagaderas en pesos al Tipo de Cambio Aplicable”, a una tasa de interés fija del 0,0% nominal anual, con vencimiento a los 36 meses desde Ia fecha de emisión y liquidación.

Al finalizar el periodo de subasta pública, la compañía informó que recibió unas 240 ofertas por un monto superior a los 1.588 millones de dólares, fijándose un tipo de cambio inicial de $912,61 en base al dólar oficial.

La operación de la empresa que encontró una importante adhesión en el mercado ofrece el pago de la deuda en tres años sin interés pero al estar atada a la cotización oficial de la divisa estadounidense permitirá generar una cobertura con la suba del tipo de cambio.

Resultados de la colocación de las Obligaciones Negociables:

Cantidad de Órdenes de Compra recibidas: 240.

Monto Total de las Órdenes de Compra recibidas: US$ 1.588.945.602

Valor Nominal de las Obligaciones Negociables a emitirse: US$75.000.000

Tipo de Cambio Inicial: $912,6111 por US$1.

Precio de Emisión de las Obligaciones Negociables:100% del valor nominal total de las Obligaciones Negociables (a par).

Fecha de Emisión y Liquidación: 4 de julio de 2024.

Fecha de Vencimiento: 4 julio de 2027 (la ”Fecha de Vencimiento”). Si la Fecha de Vencimiento no fuera un Día Hábil, el pago correspondiente será efectuado el Día Hábil inmediatamente posterior.

Amortización: El capital de las Obligaciones Negociables será repagado en forma integra en una única cuota en la fecha de vencimiento.

Tasa de Interés: Las Obligaciones Negociables devengarán intereses sobre el monto de capital no amortizado a una tasa de interés fija de 0,00% nominal anual, por lo que no se realizarán pagos de intereses en virtud de las Obligaciones Negociables.

Factor de Prorrateo: 4,9067%.

Duración estimada: 3 años.

ISIN: AR0614200928.

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Pan American Energy cerró un acuerdo con Golar para exportar GNL a partir de 2027

Pan American Energy y una compañía de origen noruego firmaron un acuerdo por 20 años para la instalación de un barco flotante de licuefacción en Argentina que producirá gas natural licuado destinado a  los mercados de exportación.  La segunda productora de hidrocarburos de la Argentina llegó a un acuerdo con Golar LNG para desplegar una barcaza de licuefacción (FLNG), con el objetivo de comenzar a exportar en 2027. La novedad fue adelantada por PAE a EconoJournal durante la inauguración del complejo eólico Novo Horizonte en Brasil y confirmada en las últimas horas.

El acuerdo estipula que Golar suministrará el FLNG Hilli con una capacidad de 2,45 millones de toneladas anuales por un plazo de 20 años. La tarifa de licuefacción tendrá un componente fijo y uno variable: una tarifa de US$ 2,6 por MMBtu (basado en una utilización de capacidad del 90%) con un precio adicional vinculado a la commodity. PAE será responsable de suministrar el gas natural, de las operaciones y venta y comercialización de los volúmenes de GNL desde la Argentina.

Inicialmente, el barco flotante se abastecerá de gas natural utilizando la infraestructura y  capacidad existente del sistema en los meses del año con menor demanda local. Posteriormente,  el objetivo es que pueda operar todo el año. 

Golar tendrá una participación del 10% en Southern Energy S.A., una empresa conjunta con PAE que estará dedicada a gestionar la operación y venta de GNL desde la Argentina. Se prevé que esta iniciativa sea la primera fase de un potencial proyecto de múltiples buques y se anticipa que otros grandes productores de gas natural en el país se unirán.

FLNG Hilli.

El CEO de PAE, Marcos Bulgheroni, afirmó que “el acceso del gas a los mercados mundiales a través  de este barco flotante de licuefacción es un primer gran paso para que nuestro país se convierta  en un polo exportador generador de divisas. Estamos en negociaciones con YPF y otras  compañías del sector para que se sumen al joint venture que formamos con Golar”.

Asimismo, Bulgheroni sostuvo que “la Ley Bases y el RIGI permitirán iniciar un camino de  crecimiento y fomentar las inversiones que el país necesita para desarrollar su enorme potencial  energético y la generación de nuevos puestos de trabajo”.

Golar LNG

Golar LNG es una empresa de infraestructura marítima de GNL con 75 años de historia y una pionera en la industria del gas licuado. Participó en la primera terminal flotante de licuefacción de GNL y proyectos de unidad flotante de almacenamiento y regasificación del mundo basados ​​en la conversión de buques de GNL existentes. Hoy en día, Golar posee la flota de unidades FLNG más grande del mundo por capacidad de licuefacción anual, con un historial operativo líder en el mercado.

«Estamos entusiasmados de asociarnos con Pan American Energy, una de las empresas de energía líderes en América Latina. El proyecto proporcionará una salida internacional para las vastas y atractivas reservas de gas natural de Argentina, creando valor para Argentina y sus accionistas del gas. El proyecto amplía la huella global de Golar, con un mayor potencial de crecimiento”, dijo el CEO de Golar, Karl Fredrik Staubo.

Pan American Energy es una empresa energética integrada líder en América Latina, con una producción de 250.000 barriles equivalentes de petróleo. En la Argentina, PAE es el principal productor privado del sector energético. La compañía es la mayor productora de hidrocarburos convencionales y mantiene una actividad e inversión sostenida en Vaca Muerta, siendo uno de los principales operadores en dicha formación. PAE mantiene una inversión promedio anual que supera los US$ 1500 millones en los últimos años y emplea a más de 21.000 personas en forma directa e indirecta.

, Nicolás Deza

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Caputo suma a un ex CEO de YPF como nuevo viceministro: coordinará las áreas energéticas

El ex CEO de YPF Daniel González se sumará al gabinete. Más concretamente, pasará a formar parte del equipo del ministro de Economía Luis Caputo: será viceministro coordinador de las áreas de Energía y Minería.

Así lo confirmaron fuentes de Economía, aunque aclararon que no será el reemplazante de Joaquín Cottani, quien días atrás dejó el cargo de Programación Económica, que ocupaba el virtual cargo de viceministro en la cartera.

Lo que se explicó es que González será viceministro coordinador de energía y minería. Mientras, Eduardo Rodríguez Chirillo sigue como secretario de Energía y Luis Lucero como secretario de Minería.

González es hace tres años de la plana mayor de IDEA. Ingresó a YPF en 2012 tras la nacionalización de la compañía y  fue durante años el CFO de la firma y actuó luego como CEO interino. 

Antes trabajó en el banco Merrill Lynch/Bank of America en Buenos Aires y Nueva York.

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Adorni destacó la inauguración de una planta de litio en Salta con una inversión de 800 millones de dólares

El vocero presidencial Manuel Adorni destacó esta mañana la inauguración de una planta de producción de litio en la puna salteña mediante una inversión de 800 millones de dólares por parte de la compañía Eramine Sudamérica, y añadió que ese proyecto ya inyectó a la economía otros 300 millones de dólares en la compra de insumos a proveedores locales.

“La Canciller Diana Mondino participó de la inauguración de una planta de producción de litio ubicada en la puna salteña. Este proyecto es operado por Eramine Sudamerica e implicó una inversión de 800 millones de dólares”, dijo el funcionario.

En su habitual conferencia de prensa en la Casa Rosada, Adorni también confirmó que el presidente Javier Milei partirá mañana hacia Brasil, donde brindará un discurso y mantendrá reuniones con grandes referentes de la libertad a nivel mundial durante la Conferencia de Política de Acción Conservadora, además de compartir un encuentro con el Gobernador de Santa Catarina y con empresarios pertenecientes a la Federación de Industrias de ese Estado.

Además, el vocero confirmó que Federico Sturzenegger jurará esta tarde como Ministro de Desregulación y Transformación del Estado, cargo desde el que va a “trabajar en la desregulación de normas que hoy implican una carga enorme sobre las espaldas de todos los argentinos”.

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Minería: Hallaron cobre-oro de alta ley en perforación inicial del Proyecto Piuquenes

Pampa Metals perfila cómo se proyecta la mineralización de pórfido de cobre-oro de alta ley en su programa inaugural de perforación en el Proyecto Piuquenes ubicado en la vecina provincia de San Juan. Cabe recordar que Pampa Metals accedió al proyecto Piuquenes el 30 de noviembre de 2023 y la Compañía movilizó un programa de tres perforaciones con diamantina por un total de 2.592 metros el 7 de diciembre de 2023. Las mismas iniciaron el 18 de marzo de 2024, el 6 de mayo de 2024 y el 23 de mayo de 2024, respectivamente y cada uno de los tres […]

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Minería: CAMYEN e YMAD aportarán $4.500 millones para obras en zonas de influencias mineras

En Casa de Gobierno, el gobernador Raúl Jalil recibió al presidente de YMAD, Juan Pablo Limodio, y a la presidenta de CAMYEN, Susana Peralta, quienes comunicaron que las empresas estatales mineras realizarán aportes por $4.500 millones de pesos para obras en las zonas de influencia de los proyectos mineros. Los representantes de YMAD y CAMYEN anunciaron importantes aportes para obras públicas en los departamentos del Oeste provincial, donde se encuentran la mayoría de los proyectos mineros. YMAD, a través de su directorio, aprobó la distribución de dividendos por un total de $3.000 millones destinados específicamente a obras de infraestructura minera […]

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Política: Designarán a Daniel González como viceministro coordinador de Energía y Minería

Su nombramiento, que se oficializará en los próximos días, responde a la decisión del titular del Palacio de Hacienda de tener mayor injerencia sobre la cartera energética. González coordinará las áreas de Energía y Minería, aunque Rodríguez Chirillo continuará como secretario de Energía. Como parte de la reestructuración de gabinete que impulsa el gobierno, el ex CEO de YPF, Daniel González, asumirá como viceministro de Economía con foco en la coordinación de las áreas de Energía y Minería. Tal como informó este jueves EconoJournal, la intención del ministro de Economía Luis Caputo es tener un mayor control sobre carteras que […]

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Petróleo: El barril de petróleo subió y tocó su nivel más alto desde abril

En la sesión anterior, el Brent ganó un 1,3% y cerró a u$s87,34, su nivel más alto desde el 30 de abril. El WTI, por su parte, alcanzó un máximo en 11 semanas de u$s83,88. Los precios del crudo Brent alcanzaron el jueves su nivel más alto desde abril, manteniéndose por encima de los u$s87, después de que los datos del día anterior mostraran un descenso de los inventarios estadounidenses. Los futuros del crudo Brent subieron 21 centavos, o un 0,2%, a u$s87,55 el barril. Por su parte, los futuros del crudo estadounidense West Texas Intermediate (WTI) subieron 28 centavos, […]

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Inversiones: Cuál es la empresa que quiere comprar IMPSA

Se trata de una empresa estadounidense especializada en insumos pesados y la prestación de servicios para la industria petrolera. ARC Energy, empresa líder a nivel mundial en la fabricación y comercialización de plantas y equipamientos en la industria del Oil and Gas, oficializó este jueves el interés en adquirir y capitalizar IMPSA, compañía argentina especializada en soluciones integrales para la generación de energía a partir de recursos naturales. La capitalización propuesta por ARC Energy estará destinada a capital de trabajo y serán canalizados por el Fondo de Inversión Americano, IAF, el cual se especializa en temas de energía y está […]

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Economía: Neuquén podrá ofrecer a empresas que ofrezcan más regalías

El gobernador, Rolando Figueroa, destaca los beneficios de la Ley de Bases para la provincia y cuestiona la devolución del impuesto a las Ganancias. El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, describió cómo la provincia contribuyó a la redacción del apartado de hidrocarburos de la Ley de Bases, que acaba de ser aprobada por el Congreso Nacional. Según Figueroa, la nueva ley permitirá a Neuquén legalizar áreas hidrocarburíferas y juzgarlas como las mejores para las empresas que ofrezcan más regalos. «Esta ley nos proporciona herramientas esenciales para monetizar Vaca Muerta. La división entre yacimientos convencionales y no convencionales es fundamental, y […]

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Empresas: Los desafíos «cíclicos» de la industria de la energía en el país

El número uno de Total Energies repasó la situación local y explicó los desarrollos de Fénix, el proyecto de gas marino en Tierra del Fuego que entrará en operaciones a finales de año. El gobierno de Javier Milei se destaca en una palabra: cambio, tras más de 180 días al frente de la Casa Rosada. Esto se mostró durante el evento que tuvo lugar el próximo semestre, El Cronista y Apertura, donde dirigentes de varios sectores industriales relataron los principios retos que enfrentaron y predicionaron que la actividad económica experimentará momentos críticos. Al respecto, Catherine Remy, Country Chair de Total […]

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Vaca Muerta: YPF volvió a romper el récord de velocidad de perforación

Mayores perspectivas productivas se abren con la consecución de ese megayacimiento estratégico. Buenas noticias señaladas del megayacimiento de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta. La petrolera estatal YPF volvió a batir el récord de velocidad en Vaca Muerta al completar 1.543 metros de ariete lateral en un día. El pozo donde se alcanzó un total de 5,542 metros en 16 días se llevó a cabo en el yacimiento La Angostura Sur. Con este proyecto, YPF espera abrir las fronteras del desarrollo de Vaca Muerta al sur de Loma Campana, donde se concentra la mayor parte de la actividad. Así, la […]

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El Gobierno de Milei diseña una hoja de ruta para impulsar el hidrógeno verde

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chrillo, adelantó que la idea es presentar un nuevo proyecto de ley en septiembre para acelerar inversiones en el marco de una estrategia necesaria y urgente. La comisaria de Energía de la Unión Europea, Kadri Simson y el secretario de Energía de Argentina, Eduardo Rodríguez Chirillo, anunciaron nuevos proyectos para aplicar el Memorando de Entendimiento Unión Europea (UE)-Argentina en el ámbito de las energías renovables, el hidrógeno y la reducción de las emisiones de metano. En este contexto, Rodríguez Chrillo destacó la importancia de actualizar la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía […]

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Infraestructura: Por defender el superávit fiscal, el gobierno de Milei frenó obra que podría afectar la generación de energía en el país

La sociedad anónima con mayoría estatal Dioxitek alertó sobre la paralización de la obra en Formosa que tenían un avance del 70% y es clave para dar apoyo a las centrales nucleares del país. on el afán por defender el superávit fiscal, el Gobierno frenó transferencias comprometidas para el proyecto de la nueva planta de Uranio de la empresa estatal Dioxitek en Formosa. Así como la falta de financiación para el gasoducto Néstor Kirchner puso en alerta la provisión de gas para el país y hubo que salir de urgencia a importar gas a precios más caros, ahora el Gobierno […]

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¿Cómo potenciar los mercados de carbono en la Argentina? 

Cada vez más países implementan políticas de  “discriminación” hacia aquellos productos que en su cadena de valor tengan mayores emisiones de carbono y otros gases de efecto invernadero. En tal sentido, el Parlamento Europeo votó un acuerdo con los países de la Unión Europea para avanzar en una reglamentación en virtud de la cual quienes pretendan exportar Gas Natural Licuado (GNL) y petróleo a ese mercado, deberán cumplir con ciertos requisitos de monitoreo, reporte y verificación en las emisiones de metano, a partir de enero de 2027. Lo mismo sucederá con una extensa lista de productos hacia el 2030.

Estas exigencias, sumadas a las políticas de descarbonización -que la mayoría de las grandes empresas se encuentran ejecutando o planificando- incrementa la importancia de los bonos de carbono como herramienta para la compensación de la huella de carbono.

Mercados de carbono

Los créditos de emisión, también llamados créditos de carbono o créditos de compensación forman parte de una estrategia económica para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero a través del comercio de carbono.

Cada crédito equivale normalmente a una tonelada de dióxido de carbono (CO2), que se ha dejado de emitir o se ha capturado a través de proyectos que mitigan el cambio climático, como la reforestación, la captura y almacenamiento de carbono o las energías renovables. 

Los créditos de emisión se basan en el principio de “quien contamina paga”. Así, cada país o región establece un límite máximo de emisiones que se reparte entre los diferentes sectores económicos. Argentina, si bien se ha comprometido a reducir sus emisiones a nivel internacional, no ha establecido aún límites de emisiones por sector.

Dependiendo de si los participantes adquieren estas unidades de carbono para cumplir una obligación legal o de manera voluntaria, los mercados pueden clasificarse como regulados o voluntarios:

1.- Mercados regulados: Se crean para dar cumplimiento a metas obligatorias de reducción de emisiones a nivel internacional, regional, nacional y/o subnacional. Se asignan o subastan límites de emisiones de GEI a países, unidades subnacionales o empresas y les permiten adquirir créditos de carbono hasta cubrir su cuota o bien venderlos si emiten menos de la cuota asignada. Dentro de los mercados regulados, existen:

• Los mercados creados bajo el Protocolo de Kioto: los países podían cumplir a través de los siguientes mecanismos:

• Desarrollo Limpio (MDL) permitía a los países desarrollados financiar proyectos de reducción o captura de emisiones en países en desarrollo y obtener a cambio créditos certificados (CER).

• La Aplicación Conjunta (AC) facilitaba a los países desarrollados cooperar entre sí para implementar proyectos de reducción o captura de emisiones y obtener a cambio unidades de reducción de emisiones (Emission Reduction Unit – ERU).

• El Comercio Internacional de Emisiones (CIE) facilitaba a los países desarrollados intercambiar entre sí parte de su unidad de cantidad asignada (Assigned Amount Unit – AAU).

• Los mercados bajo el Acuerdo de París: El Acuerdo de París plantea de forma general, mediante su artículo 6, dos mecanismos cooperativos que crean dos nuevos mercados de carbono:

• Artículo 6.2: marco de cooperación que permite la transferencia internacional de resultados de mitigación entre países.

• Artículo 6.4: mecanismo administrado por la Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático (CMNUCC) para comerciar unidades de carbono derivadas de proyectos específicos.

• Los Sistemas de Comercio de Emisiones (SCE): los gobiernos establecen un límite máximo, o ‘tope’, sobre las emisiones de GEI que uno o más sectores de la economía pueden generar. Las empresas reguladas deberán tener derechos de emisión para respaldar sus emisiones de GEI. Los SCE son uno de los instrumentos de precios al carbono que los países alrededor del mundo están implementando para dar cumplimiento a sus compromisos frente al Acuerdo de París.

• El Plan de compensación y reducción de carbono para la aviación internacional (CORSIA), por sus siglas en inglés

2.  Mercados Voluntarios: consisten en la compensación voluntaria de emisiones y se encuentra conformado por los mercados oficiales y los mercados autorregulados. Los compradores son empresas, gobiernos, ONG´s y personas que de manera voluntaria compran reducciones verificadas de emisiones, por ejemplo, para compensar sus propias emisiones.

En síntesis, hoy los créditos de emisión pueden comprarse y venderse en mercados regulados o voluntarios, según la demanda y la oferta. El objetivo es incentivar a las empresas y países más contaminantes a reducir sus emisiones y a financiar proyectos que contribuyan a la mitigación del cambio climático.

Los mercados de carbono en la Argentina

La Ley N°  27520 de Presupuestos Mínimos de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático Global  si bien tiene como objetivo establecer los presupuestos mínimos de protección ambiental para garantizar acciones, instrumentos y estrategias adecuadas de adaptación y mitigación del cambio climático en todo el territorio nacional, no provee en la actualidad un abordaje sobre la temática de los mercados de carbono en el territorio.

Consecuentemente, a la fecha, la Argentina no cuenta con un marco legal a nivel nacional que regule el uso de los mercados de carbono. Existen, sin embargo, algunos ejemplos a nivel subnacional de normativas provinciales, donde se identifica la posibilidad de desarrollar mercados regulados en sus jurisdicciones y se fomenta el desarrollo de proyectos en el marco del mercado voluntario para el cumplimiento de las medidas y metas de mitigación locales.

La Argentina ha participado desde 2005 tanto en los mercados regulados como en los mercados voluntarios. Según la información publicada y disponible en el Registro Nacional de Proyectos de Mitigación del Cambio Climático (ReNaMi), en 2023 el país contaba con 59 proyectos registrados.

Los estándares utilizados incluyen el MDL de la CMNUCC¹5, el Verified Carbon Standard (VCS) de Verra y el Gold Standard for the Global Goals (GSGG) de la Gold Standard Foundation (GSF).

De los 59 proyectos registrados, 46 se encuentran registrados bajo el estándar MDL, 12 bajo el estándar VCS y 1 bajo el estándar GSGG. Cabe aclarar que 4 proyectos fueron registrados tanto bajo el MDL como bajo el estándar VCS. Del total, 26 proyectos han emitido resultados de mitigación certificados o verificados.

En el caso del MDL, 18 proyectos han emitido Reducciones de Emisiones Certificadas (CERs, por sus siglas en inglés), alcanzando alrededor de 16,2 MtCO2e en CERs. En los estándares voluntarios, siete proyectos han generado créditos de carbono por 2,4 MtCO2e en Unidades de Carbono Verificadas (VCU, por sus siglas en inglés). Por su parte, un solo proyecto registrado en el estándar GSGG generó créditos por 0,04 MtCO2e en Reducciones de Emisiones Verificadas.

Por medio de Resolución N° 385/2023 del ex Ministerio de Ambiente y Desarrollo  Sostenible, publicada en el Boletín Oficial el 14/11/2023, la República Argentina aprobó la “Estrategia Nacional para el uso de los Mercados de Carbono (ENUMeC)” estableciendo así un marco que impulsa y promueve el desarrollo de estos mercados

Se advierte entonces que los últimos años se observa un aumento de la participación en los mercados voluntarios, particularmente bajo el estándar VCS de VERRA, el cual cuenta desde 2006 con registros de proyectos implementados en territorio argentino. Recientemente, otros proyectos se certifican bajo el BioCarbon Standard.

Para el desenvolvimiento futuro de estos mercados en la Argentina resultará crucial, por un lado, la definición que a nivel gubernamental se de respecto del otorgamiento de derechos o límites de emisión y/o la imposición de nuevos impuestos al carbono; y por el otro, lo que se defina en el ámbito internacional respecto de la aplicación del Artículo 6 del Acuerdo de París, donde la Cancillería Argentina juega un papel crucial.

, Verónica Tito

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YPF superó su récord de velocidad de perforación horizontal en Vaca Muerta

YPF, la petrolera bajo control estatal, superó su récord de velocidad de perforación en Vaca Muerta, luego de haber realizado 1543 metros de rama lateral en 24 horas. El hito se consiguió en el yacimiento La Angostura Sur, como parte de un pozo donde se alcanzó el total de 5.542 metros en 16 días.

La iniciativa

Con este proyecto, YPF buscar abrir las fronteras del desarrollo de Vaca Muerta al sur de Loma Campana, donde hoy concentra la mayor actividad. “La compañía vuelve a mostrar una mejora en la eficiencia, que le permitió en los últimos años perforar cada vez rápido y a un costo menor, reduciendo los tiempos no productivos de los equipos e incorporando tecnología y conocimientos de última generación”, precisaron desde la petrolera.

Proyecciones

La compañía prevé realizar este año una de las campañas más importantes de pozos de su historia en la ventana de petróleo, con la intención de aumentar la producción de la Cuenca Neuquina. Este objetivo forma parte del plan 4×4, que busca posicionar a YPF como exportadora de crudo.

, Redaccion EconoJournal

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El gobierno Chile adjudicó más de 11 GWh de capacidad de almacenamiento en terrenos fiscales

El Ministerio de Bienes Nacionales de Chile adjudicó 6 proyectos en la concesión de terrenos fiscales para el desarrollo, construcción y operación de sistemas de almacenamiento, con destino a conectarse en subestaciones del Sistema Eléctrico Nacional. 

El gobierno seleccionó a las firmas Konavle, La Pastora Energía, FreePower Group y Jinko Power para llevar a cabo los proyectos que sumarán 11,6 GWh de capacidad de almacenamiento a lo largo de 6 macrozonas identificadas por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN). 

Los mismos resultaron ganadores entre las más de 110 propuestas y entre una oferta de 140,5 GWh que fue casi once veces superior a la capacidad máxima requerida de 13,2 GWh que determinó el gobierno dentro de la convocatoria del plan nacional para impulsar proyectos de sistemas de almacenamiento de energía en terrenos fiscales. 

Y cabe recordar que la ejecución del proyecto no podrá exceder del 30 de junio de 2027; aunque el concesionario podrá solicitar el término anticipado del contrato, sin sanción alguna, siempre y cuando acredite que participó de algún proceso licitatorio relacionado con sistemas de almacenamiento del Ministerio de Energía realizado entre 2024 y 2025, siempre que se trate del mismo proyecto descrito en este proceso de storage en terrenos fiscales.

Energía Estratégica trae a continuación el detalle de los grandes proyectos ganadores de la convocatoria y el proceso dado en cada una de las macrozonas distinguidas por el CEN:

El proyecto “BESS Boreal” de la firma Konavle SpA fue adjudicada en el área N°1, para la cual hubo 16 solicitudes admitidas a trámite (divididas en 11 subestaciones) por un total de 14.499 MWh de capacidad de almacenamiento. 

“BESS Boreal” se ubicará en un inmueble fiscal de la comuna de Pozo Almonte, región de Tarapacá, se conectará a la subestación Nueva Lagunas y tendrá una capacidad de storage de 2.000 MWh; por lo que en este caso no se asignó el máximo requerido según lo establecido en por el Coordinador Eléctrico (3,6 GWh). 

Por el lado de la macrozona N°2 (capacidad máxima de 3,2 GWh) recibió 39 ofertas que sumaban  63.705 MWh entre 17 subestaciones. Y la iniciativa “Kimal Sur”, perteneciente de la firma La Pastora Energía fue elegida para llevarse adelante, por lo que se ubicará en Tocopilla (Antofagasta), se conectará а la S/E Kimal y tendrá 3.200 MWh de capacidad y 12,8 horas de almacenamiento. 

Mientras que para la macrozona N°3, la de menor disponibilidad (sólo 0,6 GWh) se presentaron 9 iniciativas (por 4.899 MWh) a lo largo de 6 subestaciones; que dieron como ganador al proyecto SAE FPG Andes 2 (600 MWh) de FreePower Group, que se localizará en un terreno fiscal de Antofagasta y podrá almacenar energía por 8,5 horas. 

Para la cuarta área fue asignada la central Monte Mina (de La Pastora Energía), con capacidad de storage de 1800 MWh por 12 horas en Antofagasta; la cual se impuso entre las 13 solicitudes admitidas a trámite que totalizaban 15.214 MWh. 

La quinta macrozona fue otra de las más demandadas por el sector energético de Chile, dado que hubo 19 propuestas divididas en 9 subestaciones por un total de 26.861 MWh de almacenamiento. 

Allí fue el proyecto denominado “BESS Amanecer Nueva Energía 3” de Jinko Power el que obtuvo la adjudicación y por tanto tendrá la concesión de una central en la comuna de Diego de Almagro, región de Atacama, que se conectará a la S/E Cumbre con una potencia de 2.400 MWh.

En tanto que el SAE FPG Agrosuper 2 de FreePower Group SpA abarcó toda la capacidad licitada en la macrozona N°6, para la cual se exteriorizaron 15 ofertas por 15.322 MWh. 

Dicho proyecto tendrá 1600 MWh de capacidad de storage por 6,8 horas, se desarrollará y construirá en la comuna de Freirina (región de Atacama) y se conectará a la subestación Agrosuper, de acuerdo a la información aportada por el Ministerio de Bienes Nacionales de Chile.

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Superar los retos ambientales y topográficos: Telener 360 innova para aprovechar el potencial eólico en el Caribe

Telener 360, empresa de ingeniería para el sector eléctrico y de telecomunicaciones, se destaca en el ámbito de las energías renovables por su especialización en la proyección de torres de recurso eólico y de torres meteorológicas, así como la distribución de equipos LiDAR y monitoreo de aerogeneradores a través de esos sistemas.

De allí que su equipo de profesionales, que trabajaron en proyectos desde Estados Unidos hasta Chile, sean reconocidos como expertos en medición del recurso y optimización de la producción eólica en todo el continente.

En la región del Caribe en especial, la empresa acumula experiencia y participación activa en mercados como el dominicano y puertorriqueño, llegando a reflexiones muy importantes sobre el potencial no explorado en las islas por algunos riesgos climáticos y topográficos que se anteponen a la factibilidad de los proyectos, y porqué Telener 360 sí ha podido hacerlo.

«Al colocar una torre meteorológica en la cresta de una montaña, se generan esfuerzos considerablemente mayores debido al factor topográfico. Por ejemplo, una torre ordinaria de 120 a 140 metros requiere una masa un 30-35% más pesada en comparación con torres en terreno plano, y los esfuerzos en las riendas y retenidas son hasta un 200% mayores», introdujo Luis Rafael Ordóñez Segura, CEO de Telener 360.

Durante su participación en el último evento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, Rafael Ordóñez insistió en que la turbulencia en las zonas montañosas de las islas presenta un desafío importante que hace que algunas inversiones tambaleen si es que no se cuenta con aliados en medición como Telener 360.

«Si bien hay vientos muy positivos y favorables, los costos asociados a desarrollar en esas zonas representan un factor de riesgo alto. Entonces sí, sí hay un equilibrio que hay que buscar, pero al final del camino hemos logrado implantar ya algunas torres en esas condiciones y creo que los proyectos van avanzando y seguramente habrá parques eólicos ahí», mencionó Ordóñez.

Otro reto clave aparecería en el monitoreo y la calidad de la data recolectada. En respuesta a aquello, Telener 360 tiene como objetivo un monitoreo que se enfoque en la disponibilidad, evitando la degradación de las mediciones y asegurando una correlación precisa. «Nuestro objetivo es proporcionar data de alta calidad para que empresas como UL puedan procesarla con mínimas incertidumbres», explicó Ordóñez durante el panel de debate de FES Caribe denominado “Las oportunidades de la energía eólica en la región”, del que también participaron referentes de UL, AES, Marsh y EGE Haina.

Para lograr esto, Ordóñez explicó que Telener 360 ha integrado diferentes Data Loggers y generan alertas cuando la correlación de los anemómetros a cierta altura sale de lo que es el parámetro que marca la norma, cuando el gradiente de la estabilidad atmosférica por la temperatura también se está viendo muy afectada, dando un indicador de que alguno de los dos está fallando mediante las herramientas que ya se usan vía Python.

Telener 360 también está innovando en la evaluación del recurso eólico marino y busca trasladar los principales hallazgos que tuvieron en la práctica en mar hacia las montañas. Por ejemplo, mencionó que  «en el mar, el LiDAR está en constante movimiento y a pesar de que tiene unas pendientes muy pronunciadas por el comportamiento propio del agua, la velocidad que está midiendo es muy correlacionada con una torre fija. Por ende ese algoritmo que estamos calculando para compensar y entender cómo se mueve el mar, si lo movemos como quien dice en tierra puedes modelar de una manera más ágil lo que es la montaña».

Visto aquello, a pesar de los numerosos desafíos, Telener 360 continúa avanzando en sus proyectos, destacando la importancia de la innovación y la adaptación a condiciones difíciles «De esa manera, podemos llegar a un punto donde el LiDAR por sí solo pueda ser una solución disruptiva que baje el costo significativamente en las campañas eólicas y sea un reto menos», concluyó Luis Rafael Ordóñez Segura, CEO de Telener 360.

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Cabrera: “Los players tienen que poner mucho equity para promover el almacenamiento stand alone en Chile”

Sphera Energy, empresa que opera en el sector energético desde hace más de 10 años desarrollando proyectos, fue una de las grandes empresas chilenas que participó del mega evento FES Iberia, organizado por Future Energy Summit.

Carlos Cabrera, managing partner de la compañía y past president de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), analizó el panorama internacional de la transición energética en Iberoamérica, donde apuntó principalmente a los retos y oportunidades a los que se enfrenta el almacenamiento en Chile. 

“Hubo una penetración acelerada de renovables en el país, que hoy nos tiene en casos de negocio con una efervescencia importante por incorporar sistemas de almacenamiento (SAE), de tal modo que existen 3,5 GW en calificación, 2,5 GW aprobación, 1 GW en construcción y cerca de 500 MW operando”, aseguró. 

Además, a principios del mes pasado finalmente se publicó el DS 70/2023, que modifica el reglamento de transferencias de potencia entre empresas generadoras establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos. Hecho que representó un nuevo hito en el impulso para el almacenamiento y las energías renovables, dado que el sector energético chileno esperó su actualización por mucho tiempo. 

Una de las principales modificaciones del reglamento en cuestión está vinculada al porcentaje de reconocimiento de potencia inicial de un SAE o de la componente de storage de un parque renovable híbrido; a tal punto que para aquellos proyectos con capacidad de almacenamiento menor a una hora, no se reconoce ningún porcentaje, pero a partir de aquellos que sí puedan acumular energía por más de una hora, el porcentaje varía desde 36% hasta 100%. 

“Eso permitió que los bancos vean a Chile como un caso de almacenamiento stand alone, pero el pago por capacidad no es suficiente. Los players tienen que poner mucho equity para promover el almacenamiento stand alone en Chile”, alertó Cabrera. 

“Incluso, las entidades financieras piden 50% de equity para promover esos proyectos, lo que entorpece un poco cómo avanzan los sistemas de almacenamiento, pero de todos modos el sector está muy dinámico”, agregó durante el evento que reunió a 400 participantes de más de 30 empresas y entidades de gobierno. 

Y cabe recordar que si bien el gobierno eliminó la mega licitación de almacenamiento del proyecto de ley de transición energética que aún se debate en el Senado, aún está en marcha el plan nacional para impulsar proyectos de sistemas de almacenamiento de energía en terrenos fiscales

El mismo tiene por objetivo que los SAE se conecten a alguna subestación del Sistema Eléctrico Nacional y está abierto a todo tipo de tecnologías (química, potencial, térmica, entre otras), pero con la particularidad de que existe límite de capacidad de almacenamiento a emplazar en cada una de las macrozonas identificadas por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN)

 

Más retos para el sector

El managing partner de Sphera Energy y past president de ACESOL identificó más barreras para el desarrollo de distintas tecnologías en Chile, ya sea desde el ámbito social, económico y de gestión actual y a futuro. 

“En cuanto al hidrógeno se busca un factor de planta muy alto y un CAPEX muy bajo para que finalmente el kilogramo de hidrógeno sea lo más competitivo posible a nivel mundial. Pero los giga proyectos están con fuerte problemática de oposición de las comunidades, dado que se ubican en locaciones muy aisladas y el modelo de valor compartido lo tiene muy en claro las comunidades”, apuntó. 

Mientras que para la generación distribuida reconoció que el mercado cuenta con problemas de financiamiento para llevar a cabo proyectos tipo Net-Billing (hay 248,5 MW instalados actualmente)

En tanto que los PMGD sostuvo que “generalmente se cuestiona que éstos deben tener más planificación porque sino puede haber un crecimiento descontrolado”, a pesar que su participación aumentó exitosamente a lo largo de los últimos años hasta alcanzar 3106 MW de potencia operativa. 

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Estructuración financiera renovables en Honduras: la banca versus riesgo de contraparte 

El mundo financiero está al pendiente de las definiciones a las que llegue la tan esperada Licitación pública e internacional de potencia y energía a largo plazo de Honduras. Aquella, que se convocaría este año 2024 para contratar en el orden de 1500 MW, de acuerdo con declaraciones de Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

“Esta nueva licitación creo que ofrece una oportunidad para la ENEE de llamar y atraer al mercado nuevas tecnologías y una diversificación de matriz que es necesaria para nuestro sistema. Pero la ENEE tiene que estar consciente de las condiciones esperadas en el mercado para satisfacer con suficiente confort a la banca y a los inversores”, observó Alberto Dumas, socio fundador de Central American Capital Partners y director financiero de ESCO Honduras

En conversación con Energía Estratégica, este experto financiero con enfoque particular en proyectos de generación eléctrica advirtió que sería necesario que para próximos contratos se ofrezcan garantías de más alta calidad de las que se han ofrecido últimamente. 

“El mundo financiero estaría esperando una garantía más líquida para poder hacerle frente a los pagos del PPA si la ENEE se atrasa”, expresó el referente consultado que ha participado en la estructuración financiera de unos 500 MW en proyectos de diferentes tecnologías.

Es preciso recordar que en la última ola de inversión en nueva capacidad de generación que sucedió entre 2009 al 2016, las finanzas de la ENEE, ya se estaban deteriorando y la estatal eléctrica tuvo que gestionar con el Estado una garantía soberana para poder darle suficiente confort a los inversionistas y a los lenders que participaron en la mayoría de estas transacciones de poder cubrir con las obligaciones si la ENEE fallaba. Eso fue mediante un mecanismo llamado «Acuerdo de apoyo» y ese acuerdo de apoyo lo emitió la Secretaría de Finanzas (SEFIN)

¿Qué otras alternativas se podrían impulsar? ¿Qué es lo que espera el sector privado? Desde la perspectiva de Dumas, se está a la expectativa del anuncio de un mecanismo de pago confiable y de calidad. 

“Hay muchas opciones de mecanismos que se pudieran utilizar, ya sea un fideicomiso, ya sea algún tipo de carta de crédito o algún tipo de mecanismo creado apoyado por la banca internacional, las SIFI o el Banco Central. Aún no se tiene claridad sobre cuál será ese mecanismo, pero ese es el nivel de confort que se está esperando. No se sabe si es una decisión ya tomada, pero es lo que está esperando el mundo financiero”, insistió. 

Respecto a lo que es la bancabilidad de los proyectos, el offtaker que en este caso sería la ENEE continúa atravesando un momento complicado debido a las pérdidas técnicas y no técnicas que repercute en sus finanzas. 

En tal sentido, además de estos mecanismos que dicen que esperan, desde la banca también esperan que se minimice el riesgo de la contraparte para tener una mayor certeza para financiar los nuevos proyectos de generación que puedan presentarse en este eventual convocatoria. 

“Todavía sí hay apetito de la banca, tanto de la banca local como regional, para poder participar en este tipo de proyectos. Pero generalmente lo que se espera es que entren mecanismos de financiamiento con recursos limitados o recursos fuera de proyecto por la calidad del offtaker”, planteó Dumas, y ejemplificó: 

“El tema es el siguiente, si la ENEE y los promotores que piensan participar en esta licitación esperan poder financiar estos proyectos por medio de project finance sin recurso, la calidad del offtaker deja mucho que desear (…) Y cuando menciono project finance sin recursos, me refiero a garantías fuera del proyecto, pero el equity siempre te lo va a exigir la banca, ya sea banca comercial o banca multilateral”. 

De esa manera, no está 100% descartada la posibilidad de que proyectos que eventualmente participen de la licitación por venir puedan acceder a project finance. Siguiendo con el análisis del especialista, además del offtaker también dependerá de la calidad del sponsor del proyecto con “suficiente experiencia y músculo financiero para poder financiar bajo las condiciones actuales de la ENEE”.

Respecto a las posibilidades de que ingrese financiamiento externo al país, Dumas indicó que bancas de desarrollo y Export Credit Agency de otros países sí han participado en operaciones recientes, pero subrayó que de cara a una posible licitación de 1500 MW se requeriría movilizar una mayor cantidad de recursos que se estima que pudiera llegar alrededor de 2.000 millones de dólares o más en inversiones. 

De allí, valoró como urgente enviar señales claras de cómo será la próxima licitación. Transparentar cuanto antes los Términos de Referencia sería una clave.

“Hoy en día estamos en una etapa en donde hay muchas cosas por en el aire, no se tiene todavía claridad de qué es lo que estaría pidiendo la ENEE. No se tiene claridad sobre las tecnologías permitidas, tamaños de proyectos, sitios de interconexión. Todo va a depender de los requerimientos técnicos de la ENEE, así como de los plazos y tecnologías que sean permitidas para esta licitación. 

Una vez clarificado eso. Debe haber una mayor coherencia y ofrecer una solución holística para poder darle confort a todo el universo de opciones de financiamiento desde las SIFI, Export Credit Agency y banca comercial, porque con 1500 MW estamos hablando de una cantidad sustancial para el tamaño de la economía de nuestro país”, cerró Alberto Dumas, socio fundador de Central American Capital Partners y director financiero de ESCO Honduras.  

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