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Kachi: cómo funcionará el primer proyecto de litio sostenible

Ubicado en el triángulo del litio, el proyecto Kachi abarca 2200 km2 y es uno de los 15 que están avanzando en Catamarca. Este año comenzó con buenos augurios para la dinámica productiva del litio argentino. Hay datos alentadores de exportaciones y en Catamarca hay un proyecto que está avanzando a paso firme: Kachi. La iniciativa comenzaría en 2027, alcanzaría su plena capacidad a fines de 2028 y se estima una producción anual de 25.000 toneladas de LCE. Ubicado en el triángulo del litio, el proyecto Kachi abarca 2200 km2 y es uno de los 15 que están avanzando en […]

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El ENRE modificó la normativa para usuarios electrodependientes por razón de salud: los principales cambios

El Gobierno actualizó la normativa relativa a la provisión de la Fuente Alternativa de Energía, que pueden solicitar los usuarios de Edenor y Edesur inscriptos en el Registro de Electrodependientes. Este registro permite al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) agilizar los reclamos y garantizar una respuesta rápida de las distribuidoras eléctricas ante cortes de energía. La medida se da en el marco del plan económico de ajuste del presidente Javier Milei.

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Gas: avanzan las perforaciones submarinas en el proyecto Fénix frente a Tierra del Fuego

Se trata de la principal iniciativa de gas convencional en curso en el país, que a fines de 2024 empezará a producir 10 millones de metros cúbicos por día, cerca del 8% del total actual.

TotalEnergies junto con sus socios Wintershall Dea Argentina y Pan American Energy comenzaron las actividades de perforación de los tres pozos productores de gas natural del Proyecto Fénix, un desarrollo gasífero offshore frente a las costas de Tierra del Fuego que tuvo su anterior hito en febrero, cuando se terminó de montar la plataforma de producción fabricada en Italia.

Según un reciente comunicado, la perforación del primero de estos tres pozos horizontales se inició el 24 de mayo, marcando el comienzo de la última etapa previa a la producción.

Según el cronograma, completar las excavaciones submarinas llevará aproximadamente siete meses.

La plataforma para la excavación llegó desde el Mar del Norte a bordo de un barco de carga pesada, en un viaje de 14 mil kilómetros que se completó en 35 días.

Se espera que estos trabajos culminen a finales de 2024, momento en el que se estima una producción de 10 millones de metros cúbicos de gas natural por día, lo cual representará cerca del 8% de la producción actual de gas del país.

Una vez en funcionamiento, el gas será transportado a través de un gasoducto que se conectará a la plataforma costa afuera Vega Pléyade. Posteriormente, el gas será procesado y acondicionado en la planta de Río Cullen, antes de ingresar al Gasoducto San Martín.

El desarrollo offshore en la Argentina está en crecimiento de la mano de este proyecto y de los emprendimientos en Mar del Plata.

Las perforaciones submarinas

Los tres pozos se excaban con una plataforma de perforación Noble Regina Allen, también conocida como jackup rig, que llegó al país tras un traslado transoceánico de más de 14.000 kilómetros, desde el Mar del Norte, en solo 35 días, a bordo de un buque de carga pesada. Al arribar, fue descargada en la zona de operación del proyecto.

«Tras la exitosa instalación de la plataforma de producción en febrero y el extenso y detallado trabajo de preparación para la campaña de perforación en los últimos meses, estamos entusiasmados de comenzar la siguiente fase en el desarrollo de Fénix«, dijo Manfred Boeckmann, director general de Wintershall Dea Argentina.

El directivo añadió que están avanzando de manera prometedora para la puesta en producción.

Proyecto Fénix, el principal de gas convencional en el país

Con una inversión de 700 millones de dólares, el Proyecto Fénix es actualmente el principal desarrollo de gas convencional en Argentina.

Esta iniciativa costas afuera es fundamental para aumentar la producción doméstica de gas, y se espera que sus volúmenes contribuyan al suministro energético del país durante más de 15 años.

Las actividades offshore del Proyecto Fénix se llevan a cabo simultáneamente con las operaciones de producción en la Cuenca Marina Austral, gestionadas por Total Austral, la filial argentina de TotalEnergies.

El proyecto Fénix prevé una producción de 10 millones de metros cúbicos de gas natural por día, lo cual representará cerca del 8% de la producción actual de gas del país.

Esta cuenca, la más austral del mundo, ha sido un foco de producción de gas desde la década de 1970, produciendo actualmente alrededor de 20 millones de metros cúbicos de gas por día, lo que equivale al 15% de la producción nacional.

Fue declarado de interés por las provincias de Tierra del Fuego y Santa Cruz, así como por el Parlamento Patagónico.

Además, se espera que impulse la reactivación de los puertos de Puerto Deseado y Punta Quilla, en Santa Cruz, aumentando su operatividad.

Cómo es el equipo que realiza la perforación

TotalEnergies precisó que el equipo elegido para la perforación «es líder en la industria y está especialmente preparado para operar en condiciones climáticas complejas«.

Cuenta con una amplia cubierta de 8.570 metros cuadrados, una capacidad de carga de 3.500 toneladas y puede perforar hasta una profundidad de 35.000 pies, lo que le asegura autonomía bajo las desafiantes condiciones del Atlántico Sur.

La plataforma Noble Regina Allen fue ensamblada mediante un sistema especial que posicionó la unidad sobre la estructura de producción Fénix, instalada en febrero pasado.

El equipo responsable de la perforación de los tres pozos horizontales está compuesto por 120 personas.

La mitad de estos profesionales son de origen argentino, pertenecientes a diversas compañías especializadas en la perforación y terminación de pozos.

 

 

Fuente: https://chubutline.com/gas-avanzan-las-perforaciones-submarinas-en-el-proyecto-fenix-frente-a-tierra-del-fuego/

 

 

 

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Las 5 rutas que diseña Argentina para llegar a Brasil con el gas de Vaca Muerta

“Tenemos que juntar al novio con la novia, esa es la misión”, sostienen en la Secretaría de Energía respecto al desafío de conectar Vaca Muerta con la demanda industrial de Brasil y así pegar un salto en la exportación de gas.

Para eso, el equipo de Eduardo Rodríguez Chirillo evalúa cinco rutas diferentes para llegar al país vecino, muchas de las cuales podrían construirse en simultáneo. “Son complementarias, con excluyentes”, afirman.

La que tiene el mayor consenso de la industria dado que requiere una menor inversión es el camino vía Bolivia. “Tenemos que aprovechar la capacidad ociosa de 20 MMm3/d que tienen los bolivianos hacia Brasil por el declino de su producción”, dicen desde el Gobierno.

Para eso, no sería suficiente esta primera etapa de Reversión del Gasoducto Norte que permitirá enviar unos 19 MMm3/d de Neuquén hacia el NOA, ya que gran parte de ese volumen sería consumido por la demanda argentina y apenas quedaría un saldo excedente de entre 6 y 9 MMm3/d solamente durante el verano. En consecuencia, habría que encarar una segunda fase de la reversión financiada por el capital privado para sumar entre loops y nuevas plantas compresoras otros 10 MMm3/d.

La opción de Paraguay

Como Bolivia está pidiendo un número demasiado alto de peaje como contraprestación para dejar utilizar sus gasoductos, Paraguay aprovechó la oportunidad para plantear una alternativa que no pise suelo boliviano y trace una diagonal desde Salta hasta Campo Grande, Brasil. Como informó +e, el proyecto requiere 1.500 millones de dólares de inversión y permitiría transportar 15 MMm3/d.

Otro camino a través de Paraguay sería desde Formosa aprovechando la infraestructura del GNEA. La ventaja de esta ruta es que la cantidad de kilómetros a construir sería menor, se pasa por Asunción donde también se puede abastecer un volumen interesante de demanda y se llega a la misma ciudad de Campo Grande para conectarse con el gasoducto que llega hasta San Pablo.

Cualquiera de estas tres alternativas permitiría abastecer la demanda industrial de San Pablo y la del estado de Mato Grosso do Sul que, según el consultor Álvaro Ríos Rocca, tiene el costo energético más alto de Brasil al abastecerse con GLP.

Las tres vías restantes a Brasil

Ya las otras dos rutas apuntan al mercado de Rio Grande do Sul, Santa Catarina y Paraná que necesita entre 10 y 20 MMm3/d. La primera necesitaría la construcción de la segunda etapa del GPNK y un caño adicional entre Uruguayana y Porto Alegre. El tramo 2 del GPNK se licitaría dentro de 30 a 60 días junto a tres plantas compresoras (Casa de Piedra, Chacharramendi y Doblas) para elevar la capacidad de transporte a casi 40 MMm3/d, según indicaron fuentes oficiales a este medio.

El otro camino sería a través de Uruguay, país con el cual ya existe una conexión mediante el Gasoducto Cruz del Sur inaugurado en el 2002 que une la localidad de Punta Lara con Colonia del Sacramento de forma subfluvial y de ahí recorre casi 150 kilómetros hasta Montevideo. El tramo que faltaría construir sería entre la capital uruguaya y Porto Alegre, más algunas plantas compresoras para elevar la capacidad de transporte del caño que fue ideado para llevar apenas 5 MMm3/d.

“Brasil está dispuesto a financiar la infraestructura. Necesitan nuestro gas”, se entusiasman desde Casa Rosada, a pesar de que las negociaciones con el país vecino llevan varios años y todavía no se lograron avances concretos para ninguna de estas trazas.

Fuente: https://mase.lmneuquen.com/gas/las-5-rutas-que-disena-argentina-llegar-brasil-el-gas-vaca-muerta-n1119174

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Crisis del gas: 3 datos sobre la producción, la importación y el consumo en la Argentina

  • El Gobierno nacional debió suspender este miércoles el suministro de gas a algunas industrias, estaciones de GNC y centrales termoeléctricas debido a problemas de abastecimiento por fallas en la red de distribución y demoras en la compra de gas importado.
  • El pico de producción de gas en la Argentina ocurrió en 2004. Luego, se produjo un declive que se revirtió a partir de 2015. Las importaciones se redujeron en la última década, y el GNL cobró mayor importancia que el gas comprado a Bolivia.
  • Más del 60% del gas distribuido en el país es destinado a las centrales eléctricas y la industria. El consumo residencial explicó el 24% del total consumido el año pasado.

El Gobierno nacional debió suspender este miércoles el suministro de gas a algunas industrias, estaciones de GNC y centrales termoeléctricas debido a problemas de abastecimiento por fallas en la red de distribución y demoras en la compra de gas importado.

Según informó el Ministerio de Economía, la suspensión del servicio para la demanda considerada “no prioritaria” obedeció a resguardar el abastecimiento para servicios esenciales como comercios, escuelas, hospitales y hogares. No obstante, el Gobierno señaló que la totalidad del abastecimiento se regularizará “a lo largo del día”.

En esta nota te contamos por qué se suspendió el suministro a algunos sectores, cuánto gas se produce en nuestro país, cuánto se importa y cómo se distribuye el consumo de gas en la Argentina.

 

¿Por qué se suspendió el suministro de gas?

Según informó el Gobierno nacional, la suspensión parcial del suministro de gas se debió principalmente a 3 factores: problemas en el transporte de gas dentro de la Argentina, inconvenientes administrativos que demoraron la importación de un cargamento de gas natural licuado (GNL) desde Brasil y las bajas temperaturas, que consideró “excepcional” para el mes de mayo.

En cuanto a los problemas de distribución, señaló que “hubo fallas en las plantas compresoras de San Luis y Córdoba, lo que provocó la reducción de la provisión de gas”.

Además, el Gobierno nacional alegó un “contratiempo administrativo” que impidió que un barco de la empresa estatal brasileña Petrobras descargara en el puerto de Escobar un cargamento de GNL (un tipo de gas que se transporta en estado líquido y luego se regasifica para introducir al sistema).

Según indicó la empresa estatal Energía Argentina (ENARSA), el buque se encontraba en el puerto desde el martes por la tarde, pero no inició el proceso de descarga debido a “una disconformidad del proveedor respecto a la carta de crédito, a pesar de que la misma fue emitida en los términos requeridos por el proveedor”.

Finalmente, el Gobierno indicó que se registró un aumento de la demanda debido a “las excepcionales condiciones meteorológicas del mes de mayo”, y reconoció que también existieron “demoras en las obras de infraestructura programadas por la administración anterior”.

Al respecto, Santiago Urbiztondo, economista Jefe de la Fundación FIEL y especialista en temas energéticos, señaló a Chequeado que si bien la construcción del gasoducto Néstor Kirchner aumentó en un 10% el volumen de gas transportado, quedaron pendientes obras que permitirían ampliar aún más su capacidad.

La producción de gas en el país

Como se explica en esta nota, la producción de gas en nuestro país creció casi de forma continua hasta alcanzar su pico histórico en 2004, cuando se produjeron más de 52 mil millones de metros cúbicos. Sin embargo, tras ese pico, la producción nacional de gas se redujo y en 2014 tocó su piso más bajo en más de 20 años.

 

 

A partir de 2015, la producción volvió a aumentar y, salvo caídas puntuales registradas principalmente en 2020 y 2021 (años en los que la actividad estuvo fuertemente afectada por las restricciones impuestas por la pandemia del coronavirus), continúa creciendo. En 2023, la producción total alcanzó los 48,1 mil millones de metros cúbicos.

¿Cuánto gas importa la Argentina?

Urbiztondo explicó a Chequeado que “la producción doméstica de gas alcanza y sobra para el consumo habitual, excepto en el invierno, cuando la estacionalidad del consumo es muy grande”.

El especialista señaló que la producción local de gas “alcanzaría para atender la demanda, sobre todo con los nuevos recursos de Vaca Muerta, pero falta infraestructura de transporte”. Ante este escenario nuestro país se ve obligado a importar gas en invierno.

Históricamente la Argentina importaba gas desde Bolivia, pero Urbiztondo indicó que “la capacidad de producción de gas de Bolivia se fue reduciendo”, por lo que comenzó a utilizarse como alternativa “la importación de barcos de gas licuado que se regasifican en los puertos de Bahía Blanca y de Escobar”.

 

 

De acuerdo con los datos oficiales, la importación de gas se redujo un 57% en los últimos 10 años. En 2023, además, cobró mayor importancia el peso del GNL sobre el total importado: el 52,9% provino de barcos regasificadores, mientras que el restante 47,1% fue importado desde Bolivia. En 2020, en tanto, la importación desde el país vecino había explicado el 74,5% del total.

¿Qué sectores consumen más gas?

De acuerdo con datos oficiales, más del 60% del gas que se distribuye en el país es consumido por las centrales eléctricas y la industria. 

En 2023 (último dato disponible), las centrales eléctricas consumieron 13,1 mil millones de metros cúbicos (el 32,1% del total). En tanto, a la industria se destinaron 12,8 mil millones de metros cúbicos de gas (el 31,5% del total).

 

Les siguieron el consumo residencial (al que se le destinó 9,8 mil millones de metros cúbicos, el 24,1% del total) y el GNC (utilizado como una alternativa a la nafta), que consumió 2,2 mil millones (5,5%). Completan la distribución del gas natural los comercios (3,4%); los subdistribuidores de gas (2,2%) y los entes oficiales (1,2%).

 

 

 

Fuente: https://chequeado.com/el-explicador/crisis-del-gas-3-datos-sobre-la-produccion-importacion-y-consumo-en-la-argentina/

 

 

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TotalEnergies prepara nuevos proyectos renovables para el Mercado a Término de Argentina

TotalEnergies planea seguir crecimiento en el sector de las energías renovables de Argentina y buscará hacerlo a través del Mercado a Término (MATER), donde recientemente la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista SA (CAMMESA) adjudicó casi 1300 MW con prioridad de despacho.

“Espero que antes de fin de año podamos estar en alguna ronda del MATER. Trabajamos para ello y seguimos apostando por la energía solar y eólica, sumado a que también evaluamos algunos proyectos de otras tecnologías”, confirmó Martín Parodi, managing director de TotalEnergies.

“Estamos con varios proyectos en desarrollo en el norte y sur del país e intentamos encontrar el mejor recurso donde haya disponibilidad de red o teniendo en cuenta el curtailment con alguna inversión en el sistema”, agregó durante un evento.

La compañía continuará el camino del parque solar Amanecer (14 MWp) que fue adjudicado con prioridad de despacho del MATER durante el cuatro trimestre del 2021 y que actualmente se encuentra en construcción en la provincia de Catamarca.

Por lo que, una vez concretado el PS Amanecer y si logra asignación con algún otra central, la TotalEnergies aumentará su capacidad renovable operativa en Argentina, la cual actualmente es de 278,4 MW repartidos en una planta fotovoltaica (Caldenes del Oeste – 30 MW) y tres parques eólicos (Mario Cebreiro, Vientos Los Hércules y Malaspina de 100 MW, 98 MW y 50,4 MW, respectivamente)

“También miramos baterías en algunos lugares, son más fáciles en proyectos off-grid. Mientras que el hidrógeno verde avanzará en algún momento y ojalá nos ayude la propia ley de H2, el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) o cualquiera sea el marco normativo”, complementó Parodi.

De todos modos, el managing director de TotalEnergies reconoció una serie de retos para que las renovables tengan un mayor crecimiento en Argentina, desde la falta de capacidad de transporte disponible hasta cuestiones de financiamiento.

“La capacidad en la red es el cuello de botella principal para el avance de las renovables. Se puede construir en lugares donde hay espacio, pero son espacios donde el recurso no es tan bueno y por ende baja la rentabilidad del proyecto, o mismo porque la demanda no acepte pagar un poco más de lo que estamos acostumbrados”, subrayó.

“Y para que la rentabilidad de los proyectos sea mejor, necesitamos financiación externa comparable con Chile, por ejemplo, donde se financia al 4-5%”, añadió.

Mientras que por el lado de las oportunidades, más allá del Mercado a Término para abastecer a los  Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (que ya  ya acumula 118 proyectos renovables con prioridad de despacho por suman 5861,4 MW), el especialista apuntó a la vinculación con la minería y nuevos nichos de mercado.

“Demanda hay, principalmente off-grid más allá del MATER. El sector minero quiere tener un perfil cada vez más verde y es algo positivo como sector energético y como país, pero se encuentran en lugares difíciles de llegar y de conectarse a la red. Incluso, muchas mineras están planeando realizar líneas de transmisión de 200-300 kilómetros y otras que no”, declaró.

 

Fuente: https://www.energiaestrategica.com/totalenergies-prepara-nuevos-proyectos-renovables-para-el-mercado-a-termino-de-argentina/

 

 

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Crece la producción de energía renovable en América Latina y el mundo

Es que a nivel mundial, 30% de la electricidad provino de fuentes limpias, impulsadas por el crecimiento de la solar y la eólica. Este buen panorama se vio apuntalado gracias al marcado crecimiento en América Latina y el Caribe que produjo 62% de su electricidad a partir de energías renovables en 2023, más del doble que el promedio mundial.

Así lo difundió el quinto informe anual Global Electricity Review de Ember, que ofrece la primera panorámica completa del sistema eléctrico del año pasado con datos sobre electricidad de 215 países.

El director de la institución aclaró: “El descenso de las emisiones del sector eléctrico es inevitable. Pero el ritmo de caída de las emisiones depende de la rapidez con que continúe la revolución de las renovables”.

¿Cómo se posicionan los países latinos según su producción de energías renovables?

De acuerdo a la participación de solar y eólica en sus matrices eléctricas, los países que están muy delante del promedio mundial y regional son Uruguay (39%), seguido por Chile (32%) y Brasil (21%). Del otro lado, entre las naciones a las que todavía les falta aprovechar su potencial podemos contar a Colombia (1,4%), Guatemala (4,4%) y Perú (5,3%).

Si bien la tendencia general es buena (basta recordar que las energías renovables pasaron de representar 19% de la producción eléctrica mundial en 2000 a ser más del 30% en 2023), se necesita trabajar aún más todavía para que la transición siga aumentando y así poder lograr la descarbonización y Net Zero para 2050 a nivel mundial.

Además, si queremos evitar traspasar los 1,5°C y frenar las peores consecuencias del cambio climático, necesitamos separar el crecimiento de la economía de los combustibles fósiles cuanto antes.

 

Fuente: https://www.greenpeace.org/argentina/blog/problemas/climayenergia/crece-la-produccion-de-energia-renovable-en-america-latina-y-el-mundo/

 

 

 

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La importancia de las normas técnicas para el avance de las redes inteligentes en Latinoamérica

La digitalización de las redes y ciudades de Latinoamérica es uno de los grandes desafíos para avanzar en la transición energética. Si bien la digitalización en la región avanza a un paso más lento que en otros lugares, el sector público y el sector privado van confluyendo para acelerar el ritmo de despliegue, como quedó demostrado la semana pasada en Bariloche en el III Simposio CIER sobre “Redes y Ciudades Inteligentes”, organizado por la Comisión de Integración Energética Regional (CIER). Ocho países miembros del organismo realizaron un informe de diagnóstico sobre redes inteligentes en Latinoamérica y la CIER aspira a que todos los países participen en un segundo reporte sobre los pasos a seguir para su despliegue.

Un punto central para el despliegue de las redes inteligentes será lo relativo a las normas técnicas para la implementación y utilización de la medición inteligente. No existen normas regionales aún, pero sí en algunos países. Colombia fue el primero en adoptar una normativa para la medición inteligente y sigue siendo una referencia para el resto de la región, según Jairo Miguel Vergara, consultor en Medición Inteligente y Gestión de Datos de Medidores para Sudamérica de Siemens.

“Chile acogió parte de esa norma, Perú la está analizando y Argentina también. De eso se trata, de construir una norma para que otros países no tengan que hacer el mismo recorrido que hicimos aquí en Colombia y aprovechen todo eso que ya hemos evolucionado”, explicó Vergara a EconoJournal desde Bariloche.

Normas técnicas y recursos distribuidos

La primera norma sobre medición inteligente en Colombia fue elaborada por el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación (ICONTEC) y aprobada en 2014. La norma fue actualizada sucesivamente, con una tercera actualización en vías de aprobación para 2025 o 2026. El ICOTEC cuenta con un grupo especializado en Infraestructuras de Medición Avanzada, abocado a todo lo relacionado con la medición inteligente.

“Es una norma que se crea en consenso, en la que participan empresas distribuidoras, comercializadoras, laboratorios, proveedores, universidades y centros de investigación. Realmente es un comité que está abierto para construcción colectiva”, contó el especialista.

La implementación de normas técnicas nacionales constituyen un primer paso necesario en la región para lograr un salto en el despliegue de las inversiones en medición inteligente. Un segundo paso es definir cierta racionalidad en los incentivos económicos a la inversión. “Las empresas distribuidoras piden a nivel de regulación que se ofrezcan incentivos, para apalancar las inversiones a través de la tarifa, y los reguladores le dicen a las empresas que les van a financiar pero no el 100%, porque las distribuidoras también tienen beneficios directos”, explicó Vergara.

Otro factor que empuja a la digitalización y modernización de las redes es el crecimiento de los recursos energéticos distribuidos, como los paneles solares y las baterías. “Nuestras redes de baja tensión no están preparadas aún para tener inyecciones bidireccionales”, afirmó.

Soluciones en medición inteligente

La medición inteligente implica un cambio paradigmático para las redes en general y el sector de distribución en particular porque generan más datos sobre consumo y generación de electricidad que permiten a las distribuidoras hacer más eficiente la planificación y la prestación del servicio. Para esto, los medidores inteligentes requieren de software para automatizar el procesamiento, la lectura y el transporte y almacenamiento de esos datos.

Empresas como Siemens ofrecen soluciones de software de tipo Meter Data Management (MDM) para administrar los datos de los medidores inteligentes. Son softwares que se encargan de centralizar, validar y reparar los datos.

“Cuando se despliega la medición inteligente para grandes compañías distribuidoras, de un millón de clientes para arriba, ahí no habrá una sola tecnología o un solo proveedor de medidores inteligentes, sino que habrá dos, tres, cuatro, cinco proveedores diferentes. El MDM es el responsable de, sin importar que existan todas estas marcas de medidores inteligentes, que la data sea concisa y estandarizada para el uso a nivel de la empresa, para aprovechamiento a nivel interno. Entonces los datos del MDM son muy importantes para la utilidad y para la empresa de servicios, porque de ahí se empiezan a sacar valor agregado”, explicó el especialista de Siemens.

En la Argentina, la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) comenzó a implementar el software MDM de Siemens hace tres años. “Ya esta operativo y EPEC se ha vuelto un referente a nivel de Argentina”, agregó.

, Nicolás Deza

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“Brasil enfrenta una crisis de demanda que frena el desarrollo de la industria eólica”

En la actualidad, Brasil cuenta con 31,1 gigawatts (Gw) de potencia eólica instalada, repartidos en 1.043 parques de 12 estados. De ese total, 29,95 Gw se encuentran en plena operación comercial y 1,2 Gw aún están en una instancia de prueba.

Sin embargo, desde la Asociación Brasilera de Energía Eólica (ABEEólica) prevén que, por primera vez desde 2009, una desaceleración en la instalación de la tecnología. En 2023, indican, el crecimiento sectorial fue de 4,8 Gw, mientras que esta temporada se espera que llegue a 2,5 Gw, una media de expansión similar a la de los años 2020, 2021 y 2022.

En diálogo con EconoJournal, la vicepresidenta del Consejo Global de Energía Eólica (GWEC, por sus siglas en inglés) y presidenta ejecutiva de ABEEólica, Elbia Gannoum, Elbia Gannoum, advierte: “Este sector en Brasil enfrenta una crisis de demanda en la cadena de valor”. La directiva explica que el problema está presente en todos los eslabones de producción de la industria, abarcando tanto el segmento de producción de energía como el de fabricación de bienes de suministro.

Esta crisis, remarca, queda más expuesta por el lado de los equipos, desde la venta de generación hasta el pedido de la fábrica por los componentes. “Desde mediados de 2022 lo que sucede es que las empresas generadoras de energía no vienen firmando contratos de venta, ni están haciendo un pedido a la fábrica de turbinas. Esto se traduce en la falta de demanda que sufren los proveedores de equipos, y luego el problema se expande a toda la cadena productiva”, resume.

Desde su óptica, la situación afecta puntualmente a los proyectos más recientes, con nuevas solicitudes y ventas de energía. Esto explica la previsión de desaceleración del sector eólico brasilero, ya que las instalaciones que están entrando en operación hoy en día realizaron sus pedidos de equipos antes de 2022.

Crisis de demanda

De acuerdo con la ABEEólica, esta crisis de demanda es la principal barrera que encuentra la energía eólica en Brasil, sobre todo pensando en el corto y mediano plazo, lo que suscita una gran preocupación para el sector privado y para el propio Gobierno federal.

Para la presidenta ejecutiva de la asociación, esta problemática se debe a que la economía brasileña ha tenido un “desempeño débil” en los últimos años. “A eso se suma que hubo un fuerte crecimiento de la generación distribuida en el país y muchos usuarios dejaron de consumir de la red”, justifica.

Sin embargo, Gannoum estima que la crisis energética solo afectará en el corto plazo al sector eólico, ya que los inconvenientes responden más a la coyuntura actual que a factores más profundos. ”Esperamos que la situación se regularice pronto. Con todo lo que Brasil está preparando dentro de la reforma industrial que ha sido anunciada, nos permitimos pensar en una rápida mejora. Imagino que en la segunda mitad del año empezaremos a notar una recuperación, pero la misma no será inmediata”, reconoce.

Cabe recordar que, desde enero de este año, la nación vecina cuenta con el documento “Nova Indústria Brasil”, una política industrial que busca «impulsar el desarrollo local» a partir de la sostenibilidad e innovación, con metas a 2033. Entre las áreas destacadas en este texto aparecen la producción de bioenergía y de fabricación para equipos de generación renovable.

No obstante, Gannoum advierte que muchas fábricas brasileñas de componentes que ya vienen teniendo problemas en ese sentido no pueden esperar a que lleguen las soluciones planteadas, y por eso están tomando la decisión de despedir empleados.

Entre las posibles respuestas inmediatas a la crisis, la directiva destaca la regulación de la medida provisional que extendió los plazos de incentivos de la TUST/TUSD y prevé una reducción de la tarifa de energía, además de la aprobación de proyectos de ley como el que regula el mercado de carbono, el marco del hidrógeno verde y la actividad eólica offshore. “A mediano plazo, en tanto, el desafío es aumentar la demanda de energía y mejorar la transmisión. Para ello, es necesario que la economía vuelva a crecer, favoreciendo que el Gobierno realice nuevos concursos de transmisión”, completa.

, Julián García

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Análisis: Los trasfondos de esta particular licitación de suministro de Chile y la mega adjudicación de Enel

Semanas atrás, Enel Generación se consolidó como la gran ganadora de la Licitación de Suministro 2023/01, al adjudicarse los 3600 GWh/año subastados (1500 GWh en el bloque N°1 y 2100 GWh en el bloque N°2) en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh. 

Y si bien la adjudicación del total licitado se ve como positivo, desde el sector remarcaron que el proceso dejó una serie de puntos claves a considerar para el impacto que en la evolución de los proyectos renovables, precios para el usuario final, participación del sector y mejoras para convocatorias futuras. 

“Si se quiere hacer la comparación justa de este proceso con los anteriores, al precio adjudicado (USD 56,679 MWh) se le debe añadir USD 15-20 MWh de los costos sistémicos que serán traspasados al cliente final; por lo que el precio verdadero rondará entre USD 70-80 MWh”, explicó una fuente cercana a Energía Estratégica. 

Ante ello, la gran pregunta es qué sucederá con el recurso que interpuso la Corporación de Consumidores y Usuarios (CONADECUS) ante la Contraloría General de la República, para que deje sin efecto las bases y suspenda la Licitación de Suministro 2023/01. 

El motivo de la solicitud se debe a que CONADECUS considera que el proceso perjudicará a los consumidores y asegura que los clientes regulados deberán abonar los costos sistémicos que antes estaban a cargo de las empresas generadoras de energía eléctrica, pero en las bases de la vigente convocatoria por primera vez se permitió que los generadores los puedan trasladar directamente al precio de adjudicación como un cargo adicional. 

Para CONADECUS, ello podría traducirse en aumentos futuros indeterminados de las tarifas eléctricas finales en lugar de buscar la reducción de los costos para los usuarios y la estabilidad a mediano y largo plazo del precio de la energía. 

“Por otro lado, la oferta de Enel está basada en el portafolio actual de la compañía, ya que en la declaración formal de la licitación no hay nuevos proyectos, sino que la empresa respaldará con su portafolio actual y los contratos que le expiran en el corto plazo. Esto significa que no habría nuevas inversiones mediante este proceso, considerando que una de las características de las anteriores licitaciones era ser de grandes impulsores de nueva infraestructura renovable en Chile”, plantearon desde el sector energético de Chile. 

La multinacional de origen italiano fue la empresa con el mayor número de proyectos presentados  en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios; y dentro del paquete de proyectos, incluyó ocho hidroeléctricas de pasada (sumaban 635 MW de potencia), cinco hidráulicas de embalse (2085), dos parques eólicos (82 MW) y cinco plantas térmicas a gas natural (1959 MW). 

Mientras que en cuanto al escaso interés en esta licitación, con el número más bajo de empresas participantes desde desde la Licitación 2013/01 (donde sólo hubo 2 interesados y finalmente se declaró desierta), desde la industria energética remarcaron que todavía no hay una certeza clara respecto a la aplicación del mecanismo del mecanismo de estabilización y de la evolución de la demanda futura para el suministro de los clientes regulados en caso que más usuarios puedan acceder al mercado libre.

“Recientemente se promulgó una nueva ley de estabilización que afecta a los contratos firmados con anterioridad a 2016 y es innegable que si hay una moción estabilizadora, tendrá que incorporar los contratos nuevos. Si pasamos por tres procesos de estabilización, quién garantiza que no se avecinará el cuarto, quinto y sexto. Por lo que la industria seguramente percibe ese temor y ello disuadió la participación de más agentes del sector energético”, manifestó la fuente cercana a este portal de noticias. 

“Además, el mercado regulado no está recibiendo ofertas, no hay competencia. Por lo que la protección que le queda a los clientes, al menos los industriales pequeños, es pasarse al mercado libre y para ello se necesita bajar el umbral de 500 kW a 300 kW. Ello implica que el pool de demanda de los procesos está abierto a un cuestionamiento que podría reducir la demanda dentro del mercado regulado, de al menos 8% si los clientes en cuestión son habilitados a entrar al mercado libre”. 

Y cabe recordar que Tribunal de Defensa de la Libre Competencia de Chile recibió cerca de 20 observaciones sobre la baja de potencia para optar al mercado libre; en las cuales la Comisión Nacional de Energía advirtieron que habrá un impacto negativo en los contratos de suministro, pero desde la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) marcaron que el pasaje de clientes regulados a libres será paulatino y por ende no movería la aguja en el sistema.

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CNEE analiza términos de referencia para la licitación PEG 5

En Guatemala está latente el lanzamiento de la Licitación Abierta PEG 5 2024, que prevé la contratación de la potencia necesaria para el cubrimiento de la demanda firme y el suministro de energía eléctrica que garantice el requerimiento de las distribuidoras locales.

Si bien el runrún en estas instancias previas es que podría tratarse de una convocatoria entre los 1200 MW a los 1500 MW, lo que la ubicaría como la más grande de la historia en el mercado guatemalteco, desde la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) aseguran que para brindar mayor claridad, en los próximos meses comunicarán los megavatios en juego.

“Si van a ser 1200 o 1500 y algo, todavía no lo tenemos definido porque estamos justamente en ese análisis”, declaró Luis Romeo Ortiz Peláez, presidente de la CNEE.

Sí ratificó que como la Ley lo determina, al tratarse de compras de electricidad para satisfacer la demanda regulada, deberá ser un proceso completamente abierto. Por lo que efectivamente se tratará de una licitación internacional.

Al respecto, es necesario aclarar que como estos procesos de licitación son llevados a cabo por las empresas distribuidoras, la CNEE participará en las instancias de definición de los Términos de Referencia y posteriormente en velar por la calidad de suministro y por que la demanda de los consumidores sean satisfechas.

No obstante, a partir de la actividad que realice el regulador se puede estimar la fecha de inicio de la convocatoria que, según anticiparon autoridades salientes del Ministerio de Energía y Minas (MEM) tiene como fin, además de suplir la demanda creciente, incorporar nuevas plantas de generación para el 2030, ya que ese año se vencen los contratos por más de 1065 megavatios de las tres distribuidoras más importantes del país y esos contratos se deben sustituir por nuevas plantas.

“Según nuestro cronograma, nosotros vamos a terminar nuestro análisis hacia octubre de este año. Con lo cual, el proceso se abre y cerca de seis meses después -estoy hablando en el primer semestre del siguiente año- estarían adjudicadas o delimitadas las ofertas”, estimó Luis Romeo Ortiz Peláez, durante su participación en el evento online «Mercados eléctricos y la transición verde en Centroamérica«, organizado por The Inter-American Dialogue, Center for Latin American & Latino Studies y la Asociación para una Sociedad más Justa (ASJ).

Respecto a las tecnologías que podrán participar, el comisionado presidente aclaró que por lo pronto no se prevén cuotas de participación ni privilegiar a una tecnología sobre otra.

“No ha habido necesidad de imponer cuotas dentro de los procesos de licitación, porque al final las cuotas van a estableciendo cierto nivel de privilegios. Lo que hemos observado es que ya los precios de las tecnologías renovables compiten perfectamente bien con otro tipo de tecnologías ya dentro de un mercado libre; con lo cual, no vemos necesario, por lo menos hasta el día de hoy hacer una asignación de cuotas, sino más bien hacer la cobertura de las curvas de carga de las distribuidoras aprovechando las características propias de cada una de las tecnologías”, concluyó.

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Advierten que urge en Colombia una nueva subasta para antes de junio del 2025

El problema con el fenómeno de El Niño que afronta Colombia, es que genera una situación de estrés en el mercado debido a la reducción de la oferta de energía por la ausencia de lluvias y el incremento de la demanda de energía por las altas temperaturas.

Teniendo en cuenta que la matriz energética del país es principalmente hidroeléctrica, está no está siendo suficiente para suplir la demanda.

Para dar respuesta a esta problemática, en la última Subasta de Cargo por Confiabilidad para el 2027/2028, se asignaron 33 plantas de generación, lo que representa una inclusión al sistema de 4.489 MW nuevos, de los cuales 4.441 MW son solares y 48 MW térmicos con tecnología de biomasa, biogás y repotenciación de una central existente.

Si bien la participación de energías renovables en la subasta fue muy buena en comparación a la anterior realizada en 2019 donde se asignaron 1.398 MW eólicos y solares, expertos señalan que los proyectos solares deben complementarse con sistemas de almacenamiento para otorgar “energía firme al sistema”.

Uno de ellos es Pablo Corredor, especialista en energías renovables y gerente de la firma PHC, quien comparte su visión en diálogo con este medio.

De acuerdo a la demanda estimada para el periodo 27/28, la energía firme que se completaría con la subasta de cargo de confiabilidad está muy ajustada. Si la demanda sigue creciendo como lo viene haciendo en los últimos meses, el escenario es bastante pesimista y necesitaremos más energía firme”, explica.

De esta forma, el experto llama al gobierno a lanzar una nueva subasta lo más rápido posible: “A los proyectos de energía solar hay que complementarlos con almacenamiento. Para ello es necesaria una subasta nueva relativamente rápido, este año o antes del primer semestre del año 2025. No hay señales concretas de que vaya a llevarse adelante, pero si hay indicios de que será necesaria”

Además, Corredor sugiere una serie de medidas que ayudarían al gobierno colombiano a combatir el déficit energético que afronta.

“Hay que hacer un análisis estructural y sistémico de todo el mercado analizando cómo se comporta en escenarios normales y de crisis. Desafortunadamente, la regulación ha dado señales que han hecho que el mercado de contratos sea deficitario. Al ser deficitarios, no es fácil que todo el mundo se cubra y no quede expuesto a la bolsa”. 

Según el especialista, los resultados de la subasta de cargo por confiabilidad y la medida de prohibir el pago lo contratado rigibilizando los contratos redujo aún más la oferta de contratos. 

Una solución a esta problemática planteada por Corredor es la implementación de mercados híbridos adaptados a la realidad colombiana. Para ello, trabajar en la regulación de los servicios complementarios es un punto importante. También propone aprobar otras plataformas estandarizadas de negociación de contratos. 

Por otro lado, sugiere revisar los criterios de expansión de distribución: “Hay que optimizar la red dadas las fuentes intermitentes. La UPME se ha enfocado mucho en la conexión de los proyectos pero no se ha avanzado lo suficiente en la expansión misma de la red. Se necesita una mirada muy abierta que abarque puntos de vista financieros, económicos y ambientales, dejando de lado la ideología política”. 

A su vez, el especialista asegura que es menester promover mucho más la competencia a nivel de mercado mayorista y minorista a través de tarifas asequibles. En tanto a este último, afirma que es súper importante eliminar las barreras que frenan la generación de pequeña escala y generación distribuida. 

“Para salir adelante hay que reconstruir la confianza. No se trata de cambiar todo, sino más bien hacer un análisis detallado para realizar los ajustes necesarios en los momentos apropiados”, concluye.

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ENNOVA prevé cerrar el 2024 participando en más 1000 MWp en República Dominicana

Rafael Burgos Domínguez, director general de ENNOVA, participó del ciclo de entrevistas con líderes organizado por Future Energy Summit (FES). Allí, el ejecutivo compartió su lectura sobre el momento que atraviesa el mercado dominicano y la dinámica que mantiene Ennova para continuar impulsando el crecimiento del sector eléctrico.

La empresa que acumula en el orden de 700 MWp en contratos con proyectos renovables operativos, durante este año avanza en la construcción de unos 300 MWp adicionales que se encuentran en diversas etapas de ejecución. Por lo que el referente de ENNOVA espera superar la cifra de 1 GW durante este año.

Para los años siguientes, la expectativa es mantener el pipeline de proyectos con nuevas iniciativas que se van sumando debido a las condiciones favorables que atraviesa República Dominicana.

“La economía tuvo un crecimiento interanual sobre un 7% y hay sectores muy dinámicos. De manera particular, el sector eléctrico creció casi un 6% y creo que eso va a continuar en ese ritmo”, consideró Rafael Burgos.

El progreso de actividades productivas en el país vendría acompañado de un aumento sostenido de la demanda en el sistema eléctrico; por lo que el parque de generación deberá acelerar su ritmo de desarrollo para dar respuesta.

“Todos los sectores están experimentando un crecimiento importante y, en un momento donde hay tanta convulsión política en tantos países, ser un país donde haya estabilidad política, macroeconómica y garantía del estado de derecho pues creo firmemente que es un buen destino para invertir. Por eso, aprovecho esta ocasión para invitar a todos aquellos que tengan la inquietud a visitar el país y a conocer un poco más para evaluar oportunidades en distintos sectores”, expresó Burgos.

Por lo tanto, visualizando una expansión de la economía y un crecimiento de la demanda asociado, la certeza es que en los siguientes años se mantenga una dinámica de mercado abierta a nuevas inversiones en el sector renovable.

Ahora bien, el referente empresario reconoció que hay puntos de mejora que se podrán trabajar desde las agencias del Estado nacional y gobiernos locales para facilitar la incorporación de nuevos proyectos.

¿Qué mejoras en el proceso de permisos plantean para nuevos proyectos de generación renovable y subestaciones eléctricas asociadas? ¿Qué retos identifican en los primeros proyectos con soluciones de almacenamiento en baterías? Fueron algunas de las preguntas abordadas durante el ciclo de entrevista con Líderes.

Accede a las declaraciones completas de Rafael Burgos Domínguez, director general de ENNOVA, en el video disponible en el canal de YouTube de Future Energy Summit (FES).

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Solis Inverters: Impulsando el futuro solar de México con más de 1.5 GW en generación distribuida

Solis, el tercer mayor fabricante de inversores fotovoltaicos del mundo según Wood Mackenzie, ha proporcionado a México inversores solares que producen 1.5GW de electricidad en generación distribuida en todo el país. Esta cifra representa casi el 50% del mercado mexicano, que totaliza 3.3GW en este segmento. Este logro reafirma el compromiso de la multinacional con el medio ambiente.

En México, Solis está presente en todas partes, conectando la energía verde a la vida de las personas. Desde Supermercados Walmart, la Federación de Fútbol, hasta granjas. Recientemente, Solis participó en el proyecto fotovoltaico en tejados de un gran distribuidor de alimentos frescos en Zacatecas y en la Central de Abasto de la Ciudad de México (CEDA). El gobierno capitalino dijo que la Planta Fotovoltaica de la Central de Abasto de la Ciudad de México (CFV), ubicada en la alcaldía de Iztapalapa, tiene una inversión total de 661.4 millones de pesos (mdp), financiada por la Agencia de Energía y Desarrollo Sustentable de la Secretaría de Energía (SENER) y el Fondo para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (FOTEASE) del gobierno de la Ciudad de México. Toda la instalación estará equipada con 32,110 módulos fotovoltaicos, cada uno con una potencia de 550 kWp. Solis proporcionará al complejo inversores Solis 100k 5G US, y después de que el proyecto esté completado, se reducirá la producción de 13,550 toneladas de dióxido de carbono por año. Así mismo, en el estado de Zacatecas, Solis también está involucrado en proyectos relacionados.

A través de estos proyectos, Solis ha alcanzado un hito significativo en México: 1.5GW de envíos acumulados de inversores solares al país desde su llegada en 2013. Esta cifra representa casi el 50% del mercado nacional de energía solar distribuida, que asciende a 3.3GW, reflejando el compromiso de la empresa con el medio ambiente. La compañía también está registrando un crecimiento anual del 15-20%, y en 2024 espera un dinamismo similar, anticipó Sergio Rodríguez, CTO de Solis para América Latina.

«Este logro subraya el compromiso de Solis con la energía sostenible, destacando la fiabilidad y el liderazgo tecnológico de sus productos», señaló el ejecutivo de Solis Inverters. Desde su inicio en 2013 en América Latina, con México como el primer país operativo en la región, Solis LATAM ha demostrado una dedicación constante a la innovación y la calidad. Su cartera de productos satisface diversas necesidades, desde segmentos residenciales hasta de servicios públicos, adaptándose al dinámico mercado solar para satisfacer las cambiantes demandas del sector, señaló Rodríguez.

Un factor significativo en el éxito de Solis en México es su infraestructura de servicio local. Solis ofrece soporte especializado a través de ingenieros de servicio, tanto mediante un chatbot sofisticado como por correo electrónico, asegurando una experiencia fluida para los clientes. Además, Solis proporciona un proceso de soporte postventa sencillo, con reemplazos directos a través de distribuidores locales para equipos defectuosos.

Innovaciones y Nuevos Productos

Solis continúa introduciendo nuevas tecnologías y ampliando su oferta de productos. Este año, lanzó el inversor residencial S6-GR1P(2.5-6)K-S, con una corriente de entrada máxima por cadena de 16A, compatible con módulos bifaciales y de alta eficiencia. En soluciones trifásicas, el inversor S5-GC100K-US/124-HV ofrece un diseño de 8/9/10 MPPT para una mayor eficiencia de generación. Además, se espera la llegada a LATAM del nuevo inversor híbrido S6-EH3P(29.9-50)K-H, presentado en la Exposición Solar + Storage México, con almacenamiento de energía trifásico de alto voltaje para aplicaciones comerciales.

Compromiso con Energía Limpia

El exitoso recorrido de Solis es un testimonio del poder de la visión, la perseverancia y el compromiso con la energía renovable. Solis sigue firme en su misión de continuar desarrollando tecnología para impulsar al mundo con energía limpia.

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Gobierno del Cambio presentará ajustes a la Primera Ronda de Energía Eólica Costa Afuera

El Ministerio de Minas y Energía (Minenergía), la Dirección General Marítima (DIMAR) y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), presentarán la propuesta con las modificaciones regulatorias realizadas al proceso de Energía Eólica Costa Afuera en Colombia, así como el estudio de mecanismo de mercado desarrollado por la consultora AFRY con el apoyo del Banco Mundial.

“Queremos que la primera ronda de Energía Eólica Costa Afuera en el Caribe colombiano sea más competitiva y responda a los cambios en el mercado internacional y a un país con un mercado emergente. Por ello, este ministerio, junto con la DIMAR, realiza la propuesta de modificación a las resoluciones que definen este proceso (Resolución 40284 de 2022 / Resolución 40712 de 2023).

Uno de los puntos más importantes es flexibilización de los requisitos de habilitación, permitiendo el ingreso de nuevos interesados.», afirmó el Ministro de Minas y Energía, Omar Andrés Camacho.

En este sentido, se ponen a disposición de inversionistas y desarrolladores tres espacios virtuales de socialización a través de la plataforma Webex, los días 12, 13 y 20 de junio de 8:30 a.m. a 10:00 a.m (GMT -5), que contarán con traducción simultánea. Además, se llevará a cabo un Roadshow del 1 al 3 de julio con inversionistas en Londres, Inglaterra.

Los seminarios se realizarán de la siguiente manera:

12 de junio de 2024: Modificaciones a los requisitos de habilitación y avances de las señales del mercado, a cargo del jefe de la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales del Ministerio de Minas y Energía, Juan Carlos Bedoya.

Inscripción y enlace de conexión aquí

13 de junio de 2024: Presentación de la etapa de nominación del proceso competitivo y requisitos para el otorgamiento del Permiso de Ocupación Temporal y Concesiones para el desarrollo del proyecto de generación de energía eléctrica, a cargo del Asesor de la DIMAR, José Alejandro García, y el Capitán de Navío (R) Iván Fernando Castro Mercado.

Inscripción y enlace de conexión aquí

20 de junio de 2024: Presentación del informe de la consultoría sobre el mecanismo de mercado a cargo de la firma AFRY y el Banco Mundial.

Inscripción y enlace de conexión aquí

Del 1 al 3 de julio: Roadshow con inversionistas en Londres (lugar por confirmar), espacio a cargo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, el Ministerio de Minas y Energía y la Dirección General Marítima.

“Esperamos que inversionistas y desarrolladores hagan parte de estos espacios, que resuelvan dudas de primera mano, y que de esta manera tengan la información necesaria para participar en la Primera Ronda de Energía Eólica Costa Afuera, haciendo realidad que Colombia sea el primer país de Latinoamérica y el Caribe en aprovechar la fuerza del viento en el mar para generar energía”, puntualizó el Ministro de Minas y Energía.

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Crean subcomité que contribuiría con propuestas para la factibilidad de la potencia firme de renovables con baterías en Panamá

Los últimos cambios a las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad aprobados en la Resolución AN No.19112-Elec de 17 de abril de 2024 (ver más) aún dan qué hablar en Panamá.

La actualización al Reglamento de Operación que allí se contempla no habría obtenido los resultados esperados para considerar el uso de Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) dentro de la determinación de la Potencia Firme de las centrales de generación renovable fotovoltaicas, eólicas e hidroeléctricas de pasada.

El punto débil estaría en la determinación del «Concepto de Cálculo de Potencia Firme de Largo Plazo (PFLP) Considerando SAEB» que fue presentado por el Comité Operativo (CO) del Centro Nacional de Despacho (CND) el pasado jueves 30 de mayo en la Reunión Extraordinaria N° 2-2024.

En concreto, a través de los cálculos conceptuales propuestos hasta la fecha, no se habría logrado dar con potencia firme de largo plazo aplicando la fórmula de referencia en ejemplos de plantas de generación fotovoltaicas con SAEB.

Para el ejercicio expuesto en la reunión del mes pasado en el cual no se obtuvo PFLP, se trabajó a partir de la generación real de los últimos 2 años en etapa horaria de una planta solar de 10 MW en operación, que pudiera incorporar un SAEB de 10 MW con baterías de ion de litio.


A partir de allí, el Comité Operativo decidió crear un Subcomité específico para realizar aportes que permitan que al utilizar SAEB las centrales renovables tengan Potencia Firme de Largo Plazo (PFLP).

Según pudo saber Energía Estratégica, se convocó a una reunión en modalidad virtual a realizarse hoy lunes 10 de junio a las 3:00 p.m. hora local, sujeto a cambios por disponibilidad de las partes interesadas, para avanzar en ese sentido.

La intención sería generar un espacio de intercambio para conocer las propuestas de distintos actores del Mercado Mayorista de Electricidad y buscar consensos para poder hacer factible que, al utilizar los SAEB, las centrales renovables fotovoltaicas, eólicas y hidro de pasada tenga PFLP.

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Lanzan plataforma para apoyar el financiamiento de proyectos de hidrógeno

El miércoles 5 de junio fue lanzada la plataforma Financial Service Assistance, la cual busca ser el vínculo entre los proyectos de producción y uso de hidrógeno renovable y financistas, mediante una asesoría internacional especializada en este tipo de iniciativas. 

Los desarrolladores y propietarios de proyectos de hidrógeno pueden solicitar servicios de consultoría personalizados para la preparación de modelos y planes de negocios, para así mejorar sus posibilidades de obtener financiamiento.

La iniciativa es parte del Proyecto Team Europe RH2, cofinanciado por la Unión Europea (UE) y el Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima (BMWK) de Alemania e implementado por la agencia alemana GIZ y la agencia española AECID, y ayudará a los desarrolladores a diseñar una estrategia personalizada para sus proyectos de hidrógeno renovable. 

De esta forma Rodrigo Vásquez, coordinador nacional del Proyecto RH2 explica que “este es un servicio gratuito que hemos diseñado junto con el sector público y privado y que viene a apoyar u optimizar la estrategia financiera de los proyectos, de cara a las entidades financieras”.

Por su parte, Ewout Sandker, jefe de Cooperación de la Delegación de la UE en Chile señala que «sabemos que uno de los desafíos más relevantes para impulsar el desarrollo de la industria del hidrógeno es el financiamiento de los proyectos. Nos parece muy relevante esta iniciativa, que entrega una herramienta muy útil y oportuna para apoyar a los desarrolladores de los proyectos con sus estrategias de financiamiento, llevando a la concreción los proyectos pioneros de hidrógeno renovable”. 

Como la información financiera de los proyectos es sensible, para el trabajo de los asesores con los proyectos, se ha creado una plataforma, que cuenta con un sistema de seguridad de autentificación, encriptación de datos y JWT (Json Web Tokens), para así garantizar la seguridad de los datos que ingresen a este servicio.

Este servicio estará disponible a partir del 5 de junio del año 2024 en el sitio 4e Chile https://4echile.cl/financial-service-assistance/ 

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Offshore: convocan a audiencia pública para evaluar el impacto ambiental de un proyecto de exploración de Shell y Qatar Petroleum

El gobierno convocó a una nueva audiencia pública para analizar la Evaluación de Impacto Ambiental que realizó Shell sobre las áreas marítimas 107 y 109 de la Cuenca Argentina Norte, ubicadas a 198 kilómetros de la ciudad de Mar del Plata. La instancia pública se llevará a cabo de forma virtual el día 3 de julio de 2024 a partir de las 10.00.

La participación se realizará mediante una plataforma digital y su desarrollo se transmitirá en simultáneo en el sitio web correspondiente, al que se podrá acceder desde la página web de la Subsecretaría de Ambiente a través del siguiente link.

Explotación offshore

Los bloques que posee Shell, junto con su socio estratégico Qatar Petroleum, son de exploración de frontera. Se encuentran en el borde de la plataforma continental y tienen un área de 8.341 kilómetros cuadrados (km2) y 7.860 km2, respectivamente. Se extienden en zonas de aguas profundas desde los 200 a los 2.500 metros de profundidad.

Luego de los procesos de aprobación regulatoria, Shell contará con un 60% de interés en las licencias de exploración y será el operador. Mientras que Qatar Petroleum tendrá el restante 40% de participación.

, Loana Tejero

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YPF recibió más de 60 ofertas por sus campos maduros

YPF informó que hoy se cerró la instancia de recepción de ofertas para sus bloques convencionales y que en este proceso competitivo recibió más de 60 ofertas de más de 30 compañías nacionales e internacionales.

Durante las próximas dos semanas, la petrolera bajo control estatal analizará las propuestas recibidas e iniciará las negociaciones finales tendientes a la firma de los acuerdos para la transferencia de los activos durante el segundo semestre.

Proyecto Andes

“Todo este proceso lo lleva adelante el Banco Santander junto a YPF como forma de garantizar la transparencia e independencia de las decisiones que se tomen”, remarcaron desde la compañía. El Proyecto Andes se extiende a 30 áreas convencionales agrupadas en 11 clústeres ubicadas en las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro y Chubut.

Es de destacar que todos los clústeres recibieron ofertas y generaron interés por las empresas participantes. Esta iniciativa es uno de los cuatro ejes del plan estratégico de YPF y busca optimizar el portafolio del Upstream, concentrando la inversión en aquellas áreas convencionales y no convencionales que generen mayor valor para la compañía y sus accionistas y sean más acordes a su escala.

, Redaccion EconoJournal

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YPF cerró la recepción de ofertas para sus campos maduros

En el marco del proceso de comunicación que la compañía viene realizando sobre las distintas etapas del Proyecto Andes, YPF informó que se cerró la instancia de recepción de ofertas para sus bloques convencionales (campos maduros).

En este proceso competitivo, YPF recibió más de 60 ofertas de más de 30 compañías nacionales e internacionales lo que demuestra el interés y el éxito de la propuesta de la compañía en el mercado, señaló la compañía.

Durante las próximas dos semanas YPF analizará las propuestas recibidas e iniciará las negociaciones finales tendientes a la firma de los acuerdos para la transferencia de los activos durante el segundo semestre, se describió.

Todo este proceso lo lleva adelante el Banco Santander junto a YPF como forma de garantizar la transparencia e independencia de las decisiones que se tomen, se reiteró.

El Proyecto Andes se extiende a 30 áreas convencionales agrupadas en 11 clusters ubicadas en las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro y Chubut. “Es de destacar que todos los clusters recibieron ofertas y generaron interés por parte de las empresas participantes”, destacó la empresa.

“Esta iniciativa es uno de los cuatro ejes del plan estratégico de YPF y busca optimizar el portafolio del Upstream, concentrando la inversión en aquellas áreas convencionales y no convencionales que generen mayor valor para la compañía y sus accionistas y sean más acordes a su escala”, indicó un comunicado.

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Chirillo anunció licitación del GPNK-2. Se busca financiamiento privado

El Secretario de Energía, Eduardo Chirillo, afirmó que “la obra del Gasoducto Néstor Kirchner no se paró nunca, se siguió con el esquema con el que se estaba trabajando”, en relación a la instalación de las plantas compresoras previstas para la Etapa I del ducto troncal (Tratayén-Salliqueló).

El funcionario describió que “el 14 de junio Tratayén (localidad que aloja la primera planta compresora) entra en funcionamiento, y en Salliqueló (la segunda planta), entra a mediados de agosto. Con eso llegamos a los 22 millones metros cúbicos día” de capacidad de transporte, duplicando la actual.

En declaraciones periodísticas Chirillo hizo referencia a que “Hay un segundo tramo ( del GPNK) muy importante”, y anunció que “estamos convocando a una licitación (para la construcción) con financiamiento privado”. Se refiere a la continuación del mismo ducto troncal, diseñadó para unir Salliqueló (Buenos Aires) con San Jerónimo (sur de Santa Fe), con una extensión de 524 kilómetros.

“Van ser de las obras más importantes, el segundo tramo y las tres estaciones compresoras que permitirán transportar hasta 40 millones de metros cúbicos diarios”, agregó el funcionario, en referencia al proyecto diseñado durante el gobierno de Alberto Fernández.

La Etapa 1 del GPNK fue construída por la UTE Techint-Sacde (dos de los tres renglones en los que se dividió la obra) y por la empresa BTU (el tercer renglón).

Cabe referir que, en octubre del año pasado, la empresa estatal Enarsa realizó un llamado a licitación para el suministro de los caños destinados a la segunda etapa del GPNK.

Las empresas interesadas en participar de la licitación debían incluir una propuesta de financiamiento, a diferencia de lo que ocurrió con la cañería del Tramo I, y su tendido, que se construyó con financiamiento del Estado nacional.

Esa licitación buscó asegurar el pronto aprovisionamiento de los tubos de acero de 36 pulgadas y 12 metros de largo cada uno, similares a los que se utilizaron en la Etapa I, adjudicados a Tenaris-SIAT (GrupoTechint).

Ahora, resta saber el cronograma que fijará el gobierno para avanzar con la licitación de todo lo referido al GPNK Etapa 2.

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El ENRE modificó la normativa para usuarios electrodependientes por razón de salud: los principales cambios

El Gobierno actualizó la normativa relativa a la provisión de la Fuente Alternativa de Energía, que pueden solicitar los usuarios de Edenor y Edesur inscriptos en el Registro de Electrodependientes. Este registro permite al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) agilizar los reclamos y garantizar una respuesta rápida de las distribuidoras eléctricas ante cortes de energía. La medida se da en el marco del plan económico de ajuste del presidente Javier Milei.

A través de las resoluciones 329/2024 y 330/2024, que se oficializaron este jueves a través del Boletín Oficial, se reformularon los procedimientos para la realización de las obras correspondientes y para la aplicación de las sanciones por incumplimiento de plazos.

Estas medidas afectarán a los hogares donde el suministro de energía eléctrica es crucial para la salud de sus habitantes. Ambas llevan la firma del interventor del ENRE, Dario Oscar Arrué.

En la Resolución 329/2024, se establece que las empresas distribuidoras ahora tienen más tiempo para responder a las denuncias de falta de suministro eléctrico.

Antes, Edenor y Edesur disponían de 48 horas para actuar, contando tanto días hábiles como inhábiles. Ahora, se les otorga hasta dos días hábiles desde el momento de la denuncia, lo que podría significar una larga espera para los electrodependientes si el corte ocurre en un fin de semana largo.

También se adecuó la aplicación de la sanción por incumplimiento de este nuevo plazo máximo: ahora las empresas de energía deben abonar al usuario una multa en pesos equivalente a 2.000 kWh “por cada día hábil de atraso” (hasta un valor máximo de 500.000 kWh) y valorizada según la tarifa promedio vigente.

En tanto, la Resolución 330/2024 deroga las Resoluciones 97/2021, 254/2023 y 472/2023, que aseguraban la visibilidad de los hogares con electrodependientes ante el ENRE y garantizaban una respuesta prioritaria de las distribuidoras eléctricas.

El nuevo procedimiento aprobado no mantiene la celeridad requerida en estas situaciones. En su lugar, se establece que las distribuidoras tienen hasta 30 días hábiles para adecuar y disponer la conexión a una Fuente Alternativa de Energía (FAE), con sanciones aplicables por incumplimiento.

Reclamo y preocupación de los electrodependientes

La Asociación Argentina de Electrodependientes (AAED) había advertido la semana pasada sobre la intención del gobierno de eliminar este registro.

Mauro Stefanizzi, presidente de la AAED, expresó su preocupación señalando el aumento de rechazos en las renovaciones del registro para electrodependientes que se realizan cada dos años.

“Se están rechazando a numerosos electrodependientes que utilizan respiradores (CPAP) con el argumento de que estos dispositivos “poseen una batería externa”. Esto no solo contraviene la ley, sino que además pone en peligro vidas, ya que frecuentemente esas baterías se encuentran completamente descargadas”, alertó Stefanizzi.

También resaltó que la ley garantiza el derecho a una fuente alternativa de energía y un tratamiento tarifario gratuito. La eliminación del registro podría traducirse en cortes de luz debido a la imposibilidad de costear las facturas, exacerbada por los aumentos tarifarios y la falta de atención presencial en el Ministerio de Salud. La AAED ya denunció esta situación pero, hasta ahora, no obtuvo una respuesta satisfactoria.

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Pampa Energía ampliará la provisión de energía renovable al Grupo Peñaflor

Pampa Energía y el Grupo Peñaflor han firmado un acuerdo para ampliar el suministro de energía renovable a las plantas del Grupo Peñaflor ubicadas en la provincia de Mendoza.

Este acuerdo contempla un incremento del volumen de energía renovable suministrada por un plazo de cinco años. Como resultado, la planta central de la compañía vitivinícola de Coquimbito, Maipú, en la provincia de Mendoza, podrá cubrir aproximadamente el 50% de su consumo energético con fuentes renovables y se incorporarán nuevas instalaciones al contrato. La energía proviene de los parques eólicos que Pampa Energía opera en el sur de la provincia de Buenos Aires, donde actualmente está desarrollando un nuevo proyecto de 140 MW.

A partir del 1 de mayo, el Grupo Peñaflor contará con un volumen anual de 6.672 MWh de energía renovable suministrada por Pampa Energía, lo que representa un incremento del 113% respecto a 2023. Este aumento permitirá que la empresa vitivinícola cubra también el 60% de la demanda energética de sus instalaciones en Villa Nueva y Godoy Cruz.

Además, el Grupo Peñaflor está evaluando la posibilidad de abastecer con energía renovable sus bodegas ubicadas en las provincias de San Juan y Salta. Cabe destacar que la provisión de energía se realiza en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), a través de un contrato vigente por un período de cinco años, iniciado el 1 de enero de 2023 y ampliado a partir del 1 de mayo de 2024.

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Shell ahora tiene cargadores eléctricos por fuera de sus estaciones de servicio

Shell se convirtió en la primera petrolera en la Argentina en instalar cargadores eléctricos por fuera de su red de estaciones de servicio. La división Shell Recharge anunció que comenzó a ofrecer puntos de recarga en supermercados, shoppings y estacionamientos.

La idea de la empresa es que su servicio para autos eléctricos tenga su propio desarrollo al margen de la red de surtidores de combustibles. Los primeros puntos fuera de las estaciones se instalaron en los siguientes lugares de la ciudad y provincia de Buenos Aires.

* Hiper ChangoMás Constituyentes: Av. De los Constituyentes 6020, CABA

* Paseo Pilar: Panamericana ramal Pilar km 44, Del Viso, BsAs

* Paseo Champagnat: Panamericana ramal Pilar km 54.5, Pilar, BsAs

* Estación Pilará: Sor Teresa y Lavalle, Pilar, BsAs

En todos los casos se instalaron cargadores de hasta 22 kW, que permiten cargar un vehículo promedio desde el 20% al 80% de la batería en alrededor de dos horas. La activación y el pago se realiza a través de la aplicación móvil “Shell Recharge Latam” (ver cómo funciona).

Con esta estrategia, Shell busca desmarcarse de la red YPF Punto Eléctrico, que sólo está disponible en estaciones de servicio convencionales de YPF y el ACA (ver nota). Además de estos nuevos cargadores de 22 kW, Shell Recharge cuenta con cargadores rápidos de hasta 160 kW para viajar con autos eléctricos en el corredor que une las ciudades de Mar del Plata, Buenos Aires, Córdoba y Río Cuarto.

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El Gobierno fijó los nuevos cuadros tarifarios para la electricidad en el AMBA

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) oficializó los nuevos cuadros tarifarios “de transición” que desde este mes deberán aplicar las distribuidoras Edenor y Edesur en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

La medida, que es retroactiva al 1° de junio, se formalizó por medio de dos resoluciones de ese organismo de control publicadas este viernes en el Boletín Oficial.

Según el ENRE, en junio la factura promedio antes de impuestos de los usuarios R-Nivel 1 altos ingresos, aumenta en promedio con respecto al cuadro vigente a mayo un 20%. En el caso de los usuarios R-Nivel 2 ingresos bajos, aumenta en promedio un 93% y los usuarios R-Nivel 3 aumenta en promedio un 130%.

Esta decisión se suma a otra que esta semana tomó la Secretaría de Energía, a través de la cual  se establecieron los Precios de Referencia de la Potencia (POTREF) y el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que deberán utilizar las distribuidoras para su correspondiente aplicación en los cuadros tarifarios.

En esa oportunidad, Energía fijó nuevo precio para la luz (PEST) de $59.298 por megawatt-hora (Mwh) hasta el 31 de julio.

Ahora, según las nuevas resoluciones, el POTREF y el PEE que se van a trasladar a las tarifas finales tendrá las siguientes bonificaciones: 

— Los consumos de los usuarios del Nivel 1 (mayores ingresos) serán valorizados sin bonificación.

— Los usuarios del Nivel 2 (bajos ingresos) tendrán una bonificación del 71,92% sobre el precio definido para el segmento Nivel 1. 

— Los consumos base de los usuarios del Nivel 3 (ingresos medios) tendrán una bonificación del 55,94% sobre el precio definido para el segmento Nivel 1.

Así, los clientes residenciales, comerciales e industriales de Edenor y Edesur recibirán boletas con ajustes superiores al 100% durante este mes, según la categoría.

Con la quita escalonada de los subsidios, a los hogares de ingresos medios se les reducirá el consumo subsidiado de 400 a 250 kw mensuales;  los de ingresos bajos tendrán un tope de 350 kw.  Si en ambos casos se supera ese límite, se pagará el precio pleno de la energía por el excedente.

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Aumento de la luz: cuáles son los electrodomésticos que gastan más energía

El Gobierno oficializó el comienzo del período de transición hacia un nuevo esquema de subsidios energéticos, reduciendo los topes máximos de consumos subsidiados para usuarios de ingresos bajos y medios, otorgando bonificaciones y estableciendo nuevos valores mayoristas para el gas y la luz.

En este contexto negativo, los usuarios pueden regular el uso de determinados electrodomésticos. Según un relevamiento del portal Infobae, se detalla el consumo de los artefactos más comunes en los hogares argentinos.

Uno por uno

• Heladera con freezer: consume 68 KWh por mes al estar en funcionamiento las 24 horas todos los días.

• Lavarropas automático de 5 kilos: lavar dos veces por semana la ropa genera un consumo de 4,72 KWh por mes.

• Secarropas centrifugo: gasta 6,84 KWh con cuatro días por semana de utilización.

• Plancha eléctrica: utilizarla dos veces por semana genera un consumo de 13,50 KWh mensuales.

• Pava eléctrica de 1,7 litros: calentar agua todos los días es un consumo de 5,29 KWh.

• Aire acondicionado: usarlo tres veces por semana representa un gasto de 65,33 KWh, casi como la heladera.

• Secador de pelo: tiene un consumo sustancial, ya que gasta 22 KWh al mes si se usa 50 minutos al día toda la semana.

• Planchita para el pelo: gasta 0,23 KWh al mes si se enciende 25 minutos por día, cinco veces por semana.

• Horno a Microondas: usarlo todos los días puede implicar un consumo de 10,08 KWh.

• Cargador de celular: si tres miembros de la familia cargan su celular todos los días, el consumo es de 2,89 KWh.

• Computadora de escritorio (CPU): la utilización de 3 horas por semana todos los días genera un gasto de 19,90 KWh.

• Monitor LED 19 pulgadas: si el monitor se enciende 4 horas por día, genera un consumo de 2,77 KWh.

• Lámpara LED: tener 10 lámparas led en el hogar que se encienden 4 horas al día, el gasto energético es de 13,86 KWh

• Tubo fluorescente: Con dos tubos fluorescentes, el gasto es de 5,67 KWh.

• Televisor LED de 32 a 50 pulgadas: si hay dos de estos artefactos en el hogar, que se encienden 5 horas al día toda la semana, el consumo es de 28,35 KWh.

Las nuevas tarifas

Los nuevos lineamientos fijados por el Ejecutivo se conocieron este martes mediante cuatro resoluciones publicadas en el Boletín Oficial, enmarcadas dentro de la etapa de transición para pasar de subsidios generalizados a focalizados, que va desde el 1 de junio al 30 de noviembre.

Desde la Secretaría de Energía explicaron que “se efectiviza así el inicio del proceso para pasar de un régimen de subsidios generalizados a uno focalizado, en el cual el usuario puede conocer el costo del kwh de energía eléctrica y m3 de gas natural que es idéntico para todos, y la asistencia que le brinda el Estado Nacional a los usuarios según su capacidad de pago y que alcanza hasta un límite de consumo limitado mediante el reconocimiento de un pago menor (bonificación)”.

Actualmente, los subsidios están segmentados de acuerdo a tres tipos de hogares: los de ingresos altos (N1), ingresos bajos (N2) e ingresos medios (N3). Los N2 y N3 son los que cubren la menor parte de los costos de la energía que consumen.

El área encabezada por Eduardo Rodríguez Chirillo dispuso actualizar el Precio Estacional de la Energía (PEST) para el período mayo-octubre a $57.214 por megawatt hora (MWh) para todos los usuarios residenciales. Este valor no se actualizaba desde el año pasado y sirve para calcular una parte del costo final de las tarifas.

La normativa dispuso que para los hogares de ingresos altos el impacto de la actualización del PEST sea total. Mientras que para los hogares de ingresos bajos (Nivel 2) y medios (Nivel 3) les aplicará sobre ese valor una bonificación del 71,9% y 55,9%, respectivamente.

De esta manera, Energía calculó a modo de ejemplo, considerando consumos promedios residenciales de 260 KWh, que las boletas pasarán de:

N1 pasará de $24.710 a $30.355

N3 pasará de $6.585 a $16.850

N2 pasará de $6.295 a $12.545

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YPF construirá un ducto para que el gas llegue a pobladores de la meseta de Añelo

Con un costo calculado en 15 millones de dólares, YPF construirá en Neuquén un gasoducto de 14 kilómetros, entre Tratayén y la meseta de Añelo, para habilitar el abastecimiento de gas a los barrios e industrias radicadas al norte de la ciudad, anunció la petrolera de mayoría accionaria estatal.

La obra permitirá que el servicio pueda llegar a cientos de familias de forma segura, ampliando la infraestructura para hacer sustentable el desarrollo de Vaca Muerta.

El anuncio lo realizó el Vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, durante un encuentro de la Mesa de Infraestructura de Vaca Muerta, que se realizó en la Casa de Gobierno, y del cual participó el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y otras operadoras del sector.

El proyecto ejecutivo de la obra se encuentra en elaboración. Contemplará un gasoducto de 6 pulgadas que conectará la zona productiva de Vaca Muerta en el yacimiento No Convencional Loma Campana con la meseta de la localidad de Añelo.

Gallino afirmó “Vengo a ratificar un compromiso de nuestro presidente y CEO, Horacio Marín, de hacer esta obra que no sólo permitirá llevar gas a los habitantes de Añelo, sino que generará las condiciones para la instalación de empresas y crear nuevas oportunidades”.

“Esto es una apuesta a futuro, pensando en una Argentina que necesita desarrollar sus recursos para convertirse en una potencia energética” remarcó.

“Venimos a ratificar la inversión y estamos trabajando para que los habitantes de Añelo puedan disfrutar del gas natural, que como decía el gobernador, no tienen como calefaccionarse en invierno”. Y también se busca fortalecer la red industrial para que en la zona haya un crecimiento de las Pymes”, destacó Gallino.

El gobernador Figueroa destacó que “este paso que da YPF en trabajar por la sustentabilidad social lo aplaudimos, lo agradecemos y lo señalamos como un acierto”.

El Gobernador explicó que es una inversión de más de 15 millones de dólares a cargo de YPF, que “va a contribuir a fortalecer la provisión de gas a una localidad que lo está pidiendo hace tiempo y que, creo yo, es un deber moral poder llegar con esta solución a todos los habitantes de Añelo”.

Por su parte, el intendente de Añelo, Fernando Banderet, sostuvo que “esta es una obra muy necesaria y esperada para Añelo, que permitirá que cientos de familias puedan acceder al gas”. “Agradecemos el compromiso de YPF de iniciar esta infraestructura fundamental para nuestro desarrollo”, concluyó.

El proyecto

Este ducto tendrá capacidad para abastecer no sólo el consumo domiciliario de la zona junto al potencial crecimiento urbano, sino que permitirá la radicación de comercios o empresas que utilicen el gas como materia prima dinamizando la economía de la zona.

La construcción de la red de distribución, las conexiones y abastecimiento de gas quedarán a cargo de la empresa u organismo que tome la distribución del servicio.

Con esta obra, YPF impulsa el desarrollo de las comunidades en donde está presente su operación, en busca de una mejora en la calidad de vida y las oportunidades de sus habitantes.

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YPF construirá un ducto para que el gas de Vaca Muerta llegue a la meseta de Añelo

YPF construirá un gasoducto de 14 kilómetros entre Tratayén y la meseta de Añelo para habilitar el abastecimiento de gas a los barrios e industrias radicadas al norte de la ciudad. La obra permitirá que el servicio pueda llegar a cientos de familias de forma segura, ampliando la infraestructura para hacer sustentable el desarrollo de Vaca Muerta, según destacaron desde la petrolera bajo control estatal.

El anuncio lo realizó hoy el vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, durante un encuentro de la Mesa de Infraestructura de Vaca Muerta, del cual participó el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa y otras operadoras del sector.

En base a esta iniciativa Gallino sostuvo: «Vengo a ratificar un compromiso de nuestro presidente y CEO, Horacio Marín, de hacer esta obra que no sólo permitirá llevar gas a los habitantes de Añelo, sino que generará las condiciones para la instalación de empresas y crear nuevas oportunidades». 

Asimismo, aseguró: «Esto es una apuesta a futuro, pensando en una Argentina que necesita desarrollar sus recursos para convertirse en una potencia energética».

El tanto, el gobernador Figueroa aseveró que «este paso que da YPF en trabajar por la sustentabilidad social lo aplaudimos, lo agradecemos y lo señalamos como un acierto».

Por su parte, el intendente de Añelo, Fernando Banderet, sostuvo que «esta es una obra muy necesaria y esperada para Añelo, que permitirá que cientos de familias puedan acceder al gas».

También expresó: «Agradecemos el compromiso de YPF de iniciar esta infraestructura fundamental para nuestro desarrollo».

El proyecto

El proyecto ejecutivo de la obra se encuentra en elaboración. Contemplará un gasoducto de 6 pulgadas que conectará la zona productiva de Vaca Muerta en el yacimiento Loma Campana con la meseta de la localidad de Añelo.

Este ducto tendrá capacidad para abastecer no sólo el consumo domiciliario de la zona junto al potencial crecimiento urbano, sino que permitirá la radicación de comercios o empresas que utilicen el gas como materia prima dinamizando la economía de la zona.

La construcción de la red de distribución, las conexiones y abastecimiento de gas quedarán a cargo de la empresa u organismo que tome la distribución del servicio.

«Con esta obra, YPF impulsa el desarrollo de las comunidades en donde está presente su operación, en busca de una mejora en la calidad de vida y las oportunidades de sus habitantes», remarcaron desde la compañía. 

, Redaccion EconoJournal

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TotalEnergies comenzó a perforar un nuevo yacimiento de gas en la Cuenca Austral

TotalEnergies comenzó las actividades de perforación, para su posterior conexión, de los tres pozos productores de gas natural del Proyecto Fénix, el desarrollo gasífero costa afuera operado por la compañía e impulsado junto a sus socios, Wintershall Dea Argentina y Pan American Energy.

La unidad inició la perforación del primero de los tres pozos horizontales el 24 de mayo, dando comienzo a la última etapa antes de la puesta en producción del proyecto. Las actividades de perforación y completación se extenderán aproximadamente por siete meses, de acuerdo con el cronograma.

“El jackup rig – nombre técnico que recibe la plataforma de perforación Noble Regina Allen -llegó al país concluyendo exitosamente un traslado transoceánico de más de 14.000 kilómetros desde el Mar del Norte en solo 35 días, a bordo de un buque de carga pesada. Al arribar, fue descargado en la zona de operación del proyecto”, destacaron desde la firma que opera el proyecto.

Frente a este escenario, Manfred Boeckmann, managing director de Wintershall Dea Argentina, aseveró que “tras la exitosa instalación de la plataforma de producción en febrero y el extenso y detallado trabajo de preparación para la campaña de perforación en los últimos meses, estamos entusiasmados de comenzar la siguiente fase en el desarrollo de Fénix. Estamos avanzando de manera prometedora para llevar a cabo la puesta en producción”.

El equipo

Según precisaron desde TotalEnergies el equipo elegido para la perforación “es líder en la industria y está especialmente preparado para operar en condiciones climáticas complejas”.

Posee una amplia cubierta de 8.570 metros cuadrados, una capacidad de carga de 3.500 toneladas y una profundidad de perforación de 35.000 pies, lo que le asegura autonomía bajo las desafiantes condiciones climáticas del Atlántico Sur.

La acción de ensamblado del Noble Regina Allen fue ejecutada mediante un sistema especial que posicionó a la unidad por encima de la estructura de producción Fénix, que fuera instalada en febrero pasado.

El plantel encargado de la actividad de perforación de los tres pozos horizontales está compuesto por 120 personas. El equipo a cargo de las operaciones está integrado en un 50% por profesionales de origen argentino y pertenecientes a diversas compañías especializadas en la perforación y terminación de pozos.

Con una inversión de 700 millones de dólares, Fénix es el principal proyecto de gas convencional en curso en el país, y se proyecta que genere 10 millones de metros cúbicos de gas natural por día, lo que implicaría aumentar en 8% la producción total del país. Representa un pilar fundamental para el aumento de la producción de gas doméstico, con volúmenes de gas natural que se espera contribuyan por más de 15 años al suministro energético a largo plazo de la Argentina.

Todas las actividades costa afuera del proyecto se desarrollan en simultáneo con las operaciones de producción ya en curso que Total Austral, filial argentina de TotalEnergies, lleva adelante hace décadas en la Cuenca Marina Austral, el campo costa afuera más austral del mundo.

, Redaccion EconoJournal

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Tecpetrol comenzó a operar el yacimiento de Ramos en Salta y es el primer productor de gas del norte

Tecpetrol, brazo petrolero del grupo Techint, comenzó a operar el yacimiento de Ramos, vecino de Aguaragüe en Salta. Desde hace años, la compañía era socia minoritaria de YPF y Pluspetrol, que decidió vender su participación.

Frente a este escenario, Tecpetrol decidió ejecutar la cláusula de first refusal, que le dio prioridad en la adquisición y desde el 22 de mayo comenzó a operar el área. Este yacimiento fue durante varios años el segundo productor de gas de la Argentina. Luego fue superado por Loma La Lata en Neuquén.

La operación

Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, sostuvo que “es una compra importante porque nos convierte en el primer productor de gas del norte argentino, con 1.828 mm3/d. La producción de Bolivia está declinando y se espera que a fin del invierno deje de entregar a nuestro país, de modo que estaremos proveyendo gas para el consumo en Salta, Tucumán y parte de Córdoba”.

Asimismo, adelantó que “aunque se trata de áreas maduras, que ya pasaron su pico productivo, armamos un plan a diez años que implica más responsabilidades para nuestra gente. Era un paso razonable, se dio la oportunidad y ejercimos la opción. Agradezco a quienes trabajaron para conseguirlo”.

, Loana Tejero

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El proyecto costa fuera Fénix inició la etapa de perforación

TotalEnergies anunció el comienzo de las actividades de perforación, para su posterior conexión, de los tres pozos productores de gas natural del Proyecto Fénix, el desarrollo gasífero costa afuera operado por la compañía e impulsado junto a sus socios. La unidad comenzó la perforación del primero de los tres pozos horizontales el 24 de mayo, iniciando la última etapa antes de la puesta en producción del proyecto. Las actividades de perforación y completación se extenderán aproximadamente por 7 meses, de acuerdo con el cronograma.

La plataforma Noble Regina Allen, instalada a 60km de las costas de Tierra del Fuego, es el equipo elegido por TotalEnergies y sus socios Wintershall Dea Argentina y Pan American Energy para la perforación de los tres pozos horizontales costa afuera. Es la última etapa antes de la puesta en producción del proyecto de gas convencional más importante de la Argentina.

El jackup rig – nombre técnico que recibe la plataforma de perforación Noble Regina Allen -llegó al país concluyendo exitosamente un traslado transoceánico de más de 14.000 km desde el Mar del Norte en solo 35 días, a bordo de un buque de carga pesada. Al arribar, fue descargado en la zona de operación del proyecto.

El equipo elegido para la perforación es líder en la industria y está especialmente preparado para operar en condiciones climáticas complejas. Posee una amplia cubierta de 8.570 m2, una capacidad de carga de 3.500 toneladas y una profundidad de perforación de 35.000 pies, lo que le asegura autonomía bajo las desafiantes condiciones climáticas del Atlántico Sur.

La acción de ensamblado del Noble Regina Allen fue ejecutada mediante un sistema especial que posicionó a la unidad por encima de la estructura de producción Fénix, que fuera instalada en febrero pasado.

El plantel encargado de la actividad de perforación de los tres pozos horizontales está compuesto por 120 personas. El equipo a cargo de las operaciones está integrado en un 50% por profesionales de origen argentino y pertenecientes a diversas compañías especializadas en la perforación y terminación de pozos.

Con una inversión de 700 millones de dólares, Fénix es el principal proyecto de gas convencional en curso en el país, y se proyecta que genere 10 millones de metros cúbicos de gas natural por día, lo que implicaría aumentar en 8% la producción total del país.

Todas las actividades costa afuera del proyecto se desarrollan en simultáneo con las operaciones de producción ya en curso que Total Austral, filial argentina de TotalEnergies, lleva adelante hace décadas en la Cuenca Marina Austral, el campo costa afuera más austral del mundo.

Sobre TotalEnergies

TotalEnergies es una empresa multienergías internacional con presencia en 130 países que cuenta con más más de 100.000 colaboradores.

En Argentina, a través de su filial Total Austral, desarrolla actividades de exploración y producción de hidrocarburos en las provincias de Neuquén y Tierra del Fuego desde 1978. Con unos 1.100 colaboradores en el país, opera el 25% de la producción de gas nacional, siendo así la primera operadora de producción privada de Argentina. También está presente en el sector de energías renovables con la operación de plantas eólicas y solares, además de comercialización de gas natural y lubricantes.

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Más allá de Palermo Aike, las operaciones de CGC en el Golfo y la Cuenca Austral

La empresa sigue creciendo en el convencional. El impacto de los atrasos de los pagos de Cammesa. Cuáles son sus planes para este año. Mayo fue un mes clave para CGC. Junto a YPF, la compañía del holding Eurnekian fracturó el primer pozo shale de Palermo Aike. La roca madre de la Cuenca Austral representa la gran esperanza no convencional de Santa Cruz y la posibilidad de encontrar un nuevo polo productivo para el país. Según informó la compañía a la Comisión Nacional de Valores (CNV), el EBITDA ascendió a 53.752,8 millones de pesos (o aproximadamente 62,6 millones de dólares) […]

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Pan American Energy entregó estado reciclado en Esquel

La unidad permitirá la eliminación de residuos no orgánicos de forma diferenciada y optimizará el sistema de recogida en el centro de la ciudad. En todo el año, esta estación es la primera de una secuencia que se distribuirá en diversas localidades de la provincia. En el marco del Día Mundial del Ambiente, Pan American Energy (PAE) entregó una estación de reciclado para la ciudad cordillerana a través de un trabajo articulado con la Secretaría de Ambiente y Control del Desarrollo Sustentable del Chubut y la Municipalidad de Esquel. El módulo fue presentado durante un evento realizado en el Centro […]

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Weretilneck presentó proyecto para prorrogar concesiones hidrocarburíferas

El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, envió un proyecto a la Legislatura para extender las concesiones hidrocarburíferas por un plazo de diez años. Los ingresos de los contratos, además de ser coparticipados con los municipios y comisiones de fomento, estarán destinados a mejorar las prestaciones de salud, seguridad e infraestructura, entre otras acciones que lleva adelante la provincia. “Río Negro seguirá incrementando su producción de gas y de petróleo, con más trabajo para las rionegrinas y rionegrinos. Vamos a comprar patrulleros para la Policía y nuevas ambulancias para los centros de salud, equiparemos los hospitales que estamos construyendo en […]

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Caen las exportaciones de uno de los sectores estrella a los que apuesta Milei

Es, junto con el agro y los hidrocarburos, una gran fuente de divisas para el país. Sobre llovido (la retracción de la actividad económica), mojado. Las exportaciones mineras, principales fuentes de ingreso de divisas para las arcas del país detrás del agro, están en baja. En abril, último dato oficial disponible, las exportaciones totales del sector sumaron US$ 267 millones, y acumularon un total de US$ 1.134 millones durante los primeros cuatro meses del 2024. Esto equivale a una caída interanual en valores de 9,9% para el mes y del 13,9% interanual para el acumulado del año. Con estos registros, […]

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Jáchal tendrá una nueva mina en operación

Del proyecto Aluvión Royo, que está situado en la Quebrada de Amarga, se presentó el Informe de Impacto Ambiental (IIA) y convocaron a consultas públicas para la etapa de explotación. Además, se instalará una planta de procesamiento de sedimentos y arenas ricas en metales. Los edictos, publicados en el Boletín Oficial, establecen que los expedientes estarán disponibles para su consulta por un plazo de cinco días hábiles, tanto para la planta como para la explotación del proyecto calificado como «Pequeño Emprendimiento Minero«. De acuerdo con M&D, si se eleva a niveles más de 8.000 toneladas en la escala diaria de […]

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La UCR rionegrina respaldó a Silva avaló la Ley Bases

La Convención Provincial de la UCR de Río Negro se pronunció a favor de la Ley Bases del presidente Javier Milei «por respeto a la voluntad popular». En ese marco, respaldó el voto positivo de la senadora de Juntos Somos Río Negro, Mónica Silva, y reivindicó su pertenencia al Gran Acuerdo. «Demostremos a nuestros afiliados, dirigentes, intendentes y funcionarios que no es necesario cambiar de partido o de ideales para lograr gestiones que nos beneficien a todos los rionegrinos», indicó el partido. A través de un comunicado firmado por el presidente de la Convención, Roberto Ferrero, la Unión Cívica Radical […]

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Con más de 300 inscriptos el IPA llevó adelante la Jornada Petroquímica en el marco de el ARGENPLÁS 2024

El Instituto Petroquímico Argentino (IPA) realizó la Jornada “La petroquímica argentina frente a una nueva oportunidad. El camino al desarrollo sostenible”, durante la Exposición Internacional de Plásticos “ARGENPLÁS 2024”, en la cual referentes de la industria petroquímica desarrollaron distintos puntos de vista sobre la situación actual y los desafíos futuros del sector. Para profundizar sobre la industria petroquímica y su papel clave en la economía argentina, contribuyendo significativamente al desarrollo y crecimiento sostenible del país, en la Jornada del IPA se destacaron seis paneles estructurados en: Transición energética; Cadena de Valor; Reducción de emisiones; Financiamiento de Proyectos sustentables; Innovación aplicada; […]

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Cheppi sobre el posible cierre del INTI: “Afecta a las empresas marplatenses”

El concejal del Frente Renovador afirmó que la decisión perjudicaría a «todo el entramado productivo y el desarrollo offshore» de la ciudad. La comisión de Industria del Concejo Deliberante recibió a los trabajadores del Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI), quienes denunciaron que el Gobierno nacional quiere cerrar 25 oficinas y reducir el 30 por ciento del personal, lo que dejaría sin trabajo a miles de personas. El concejal del Frente Renovador e integrante de la comisión, Juan Manuel Cheppi, calificó como “golpe al corazón de una institución clave para las empresas de Mar del Plata y todo nuestro entramado […]

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Acciona Energía solicita normas e instalaciones que previenen la distorsión del mercado

Este jueves, Rafael Mateo, el consejero delegado de Acciona Energía, habló de que hay debe existir una regulación y la infraestructura necesaria para prevenir nuevas distorsiones del mercado eléctrico, como los vertidos o la «canibalización» de precios, resultantes de una «inadecuada planificación». Durante un comunicado, la compañía informa que Mateo, durante su discurso ante la junta de accionistas, ha explicado que Acciona Energía depende de su base de activos operativos «para seguir invirtiendo y contribuyendo a la causa climática». Así, se ha demostrado que es necesario que estos activos estén fundamentados en la regulación, acompañados de la electrificación y el […]

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Para inversionistas del Caribe: subastan seis activos de energía solar y BESS en las Islas Vírgenes de los Estados Unidos

Se trata de una convocatoria en la que se ofrecen proyectos por un total de 128 MW de capacidad de generación solar y 63,2 MWh de capacidad de almacenamiento. Los interesados tienen tiempo para presentar ofertas indicativas hasta mañana viernes 7 de junio. Las Islas Vírgenes de los Estados Unidos (USVI) están atravesando un estado de emergencia. En los últimos meses, las agencias gubernamentales independientes se vieron impedidas de pagar oportunamente a la Autoridad de Agua y Energía (WAPA) por sus servicios, lo que afectó la capacidad de WAPA para pagar a proveedores críticos, repercutiendo en una reducción de la […]

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El 13% de los empresarios fue víctima de un fraude en su organización

La empresa EY consultó a 90 representantes de empresas de sectores relevantes de la economía. Los resultados reflejan la situación de los últimos dos años en la Argentina. La consultora EY presentó el estudio Global Integrity Report 2024 que contó con la participación de directores, ejecutivos y empleados de empresas de 53 países. En la Argentina, respondieron 90 representantes que pertenecen a organizaciones de sectores relevantes de la economía. Según el informe, el 13% de los encuestados argentinos afirmaron que en los últimos dos años experimentaron dificultades para operar con integridad. Los principales incidentes sufridos por las organizaciones fueron los […]

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

La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile publicó las propuestas de proyectos de expansión de la transmisión presentadas por promotores (empresas de transmisión y generación), a considerar en el proceso de análisis de obras asociados al Plan de Expansión Anual de la Transmisión del 2024.

Durante el proceso, 40 entidades presentaron 304 obras, tanto para ampliar la red nacional y los segmentos zonales mediante la construcción o expansión de líneas de transmisión, subestaciones eléctricas, nuevos equipos de compensación estática de reactivos, sistemas de control de flujo y hasta proyectos de almacenamiento BESS. Y a continuación se detallan algunas particularidades de esta convocatoria. 

El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) fue el organismo con el mayor número de obras propuestas, con un total de 91 proyectos por un valor de inversión referencial total de MMUSD 1028., correspondientes al reporte del proceso de planificación de la transmisión 2024, lanzado en enero del corriente año (ver nota)

El Coordinador planteó 13 obras nacionales (9 nuevas y 4 de expansión) por  y 232,9 kilómetros de longitud que sumarían 5100 MVA de capacidad; más 78 proyectos zonales (13 nuevas obras y 55 de ampliación) que en conjunto aportarán alrededor de 4606 MVA de nueva capacidad de transformación. 

Transelec es la segunda entidad con más iniciativas presentadas (26), que contemplan sistemas de control de flujo, nuevos transformadores y el aumento de capacidad de transformación por alrededor de 3900 MVA en 542 kilómetros de líneas de transmisión.

La empresa que recientemente se adjudicó dos proyectos en la licitación de Servicios Complementarios de Control de Tensión de Chile, también propuso la incorporación de un equipo de almacenamiento BESS (3,51 MW / 17,55 MWh por 5 horas) en la subestación Chañaral 23/13,8 kV, que se conectaría a través de un convertidor grid-forming y que se diseñe para que opere al menos 4 veces al año.

CGE Transmisión fue la tercera firma con el mayor número de sugerencias dentro del proceso (25), que incluyó nuevas subestaciones en los Sistemas de Transmisión Zonal A, B y E, además de otras como ampliaciones de subestaciones y refuerzo de la línea de transmisión 1x66kV Buenavista-Curicó. 

Por otro lado, AES Andes manifestó la importancia de un sistema BESS dentro de sus 8 propuestas; puntualmente una batería con capacidad de almacenamiento de 200 MW y 20 minutos de duración instalada en la Subestación Ancoa, como parte del proyecto que abarca la subida 500 kV en Subestación Buli a Tramo Charrúa – Ancoa + 1 TR SE Buli + Cambio conductor tramo 1x154kV Buli – Parral. 

Mientras que la multinacional francesa EDF apuntó a obras de transmisión para la conexión de su parque híbrido (eólico + solar + storage) que sumará más de 600 MW de potencia, en pos de mitigar riesgos de vertimiento ante fallas en la transformación de 500/220 kV 

El proyecto en cuestión considera un nuevo banco de autotransformadores 500/220 kV 750 MVA, una unidad de reserva monofásica de 250 MVA y los respectivos paños de 220kV y 500kV, más el espacio en barra para la conexión de nuevos proyectos en la zona.

Además, la firma Parque Eólico Guayacán SpA planteó la construcción de una nueva seccionadora al sur de la S/E Don Goyo de 220 kV, subestación de tipología interruptor y medio que permitirá la conexión de la central renovable Guayacán; entre otras particularidades de esta convocatoria,

¿Cuáles son los próximos pasos?

Una vez la Comisión Nacional de Energía de Chile solicite antecedentes adicionales a los promotores y se actualice el informe del Coordinador, la CNE procederá a realizar el análisis de los proyectos según la metodología y etapas establecidas en el Reglamento, para luego emitir el Informe Técnico Preliminar, previsto para diciembre del corriente año. 

Tras ello, se podrán presentar discrepancias en el Panel de Expertos para dar con el informe técnico definitivo que resulte en los decretos de expansión del sistema (mayo – julio 2025) y que éstos abran las puertas a las licitaciones públicas correspondientes por parte del Coordinador Eléctrico Nacional en el transcurso de los meses siguientes.  

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Advierten fuga inmensa de capitales del sector renovable por mora de la CREG en la Resolución 40042

La Resolución 40042, expedida el 7 de febrero de 2024 por el Ministerio de Minas y Energía (MME), establece lineamientos para modificar la Fecha de Puesta en Operación (FPO) de proyectos de energía renovable y ajustar los esquemas de garantías. 

Si bien la CREG tenía un plazo de tres meses para regular lo dispuesto en los numerales 7.1 y 7.2, con el 7 de mayo del 2024 como fecha límite, está en mora de cumplir con lo ordenado.

En este contexto, expertos del sector alertan que esta demora en la regulación podría traer serias complicaciones en la industria renovable.

Uno de ellos es Iván Martínez Ibarra, presidente de EGAL, firma dedicada a la investigación y la ejecución de proyectos energéticos a gran escala, quien en exclusiva con Energía Estratégica, explica las consecuencias de la actitud del órgano regulador y enfatiza en la necesidad de acelerar los ajustes normativos necesarios para garantizar la viabilidad de los proyectos FNCER y apoyar la transición energética de Colombia.

¿Qué efectos negativos puede tener para Colombia esta mora de la CREG?

 Muchos proyectos, por diferentes razones ajenas a los mismos, no pueden cumplir las Fechas de Puesta en Operación (FPO). Esto podría resultar en la pérdida de la autorización de conexión, un proceso largo y complejo de obtener, causando que los inversionistas pierdan todo su capital y la confianza en el gobierno colombiano. Esto sería percibido como una abierta injusticia. 

Además, la falta de cumplimiento de la Resolución 40042 de 2024 del MME por parte de la CREG está afectando la credibilidad en el proceso regulatorio y en la capacidad del gobierno para apoyar la transición energética. Esta mora podría resultar en una avalancha de proyectos que no se construirán, lo cual incrementa la desconfianza en este sector y en las instituciones gubernamentales responsables.

¿Por qué motivos cree que la CREG está demorando esta regulación y cuando cree que saldrá?

 Esa es la pregunta que nos hacemos todos. Al parecer, los problemas de gobernanza y de coordinación han sido un factor significativo en esta demora. La falta de acciones por parte de la CREG refleja una desconexión entre las políticas gubernamentales y la implementación regulatoria efectiva.

Dada la urgencia y la importancia de esta regulación para la viabilidad de los proyectos FNCER, se espera que la CREG actúe de inmediato para solucionar esta situación.

¿Cómo deberían ser los lineamientos de la regulación para garantizar la viabilidad de los proyectos FNCER y apoyar la transición energética en Colombia?

 Si bien se deben mantener las garantías actuales, que son diez veces más altas que las anteriores, los requisitos para mover las FPO deben ser más flexibles y las causas de dichos cambios más amplias. 

En caso de que el interesado no desee proporcionar explicaciones, debería tener la opción de aumentar el valor de la garantía acorde al tiempo que necesita. No debería perder la conexión por un incumplimiento de la FPO. 

La regulación debe permitir ajustes razonables en las FPO sin penalizar excesivamente a los desarrolladores de proyectos, promoviendo así un entorno más favorable para las inversiones en energías renovables. Además, se deben establecer procedimientos claros y transparentes para el ajuste de las FPO y el manejo de las garantías.

¿Qué tan necesario es ajustar los esquemas de garantías y cómo deberían ser?

 Es muy necesario ajustar los esquemas de garantías actuales, ya que las condiciones son extremadamente riesgosas. Se deben proporcionar mayores garantías y seguridad, además de flexibilizar el cambio de las FPO

Estos esquemas deben reflejar el riesgo real de los proyectos y ofrecer opciones para ajustar las garantías sin poner en riesgo la viabilidad del proyecto ni la autorización de conexión. Ajustar estos esquemas es crucial para fomentar la inversión y asegurar que los proyectos FNCER puedan desarrollarse y operar de manera sostenible y efectiva.

En conclusión, si no se ajusta el tema de las FPO y garantías, desde EGAL estamos seguros que tendremos una fuga inmensa de capitales del sector de renovables.

Además, las garantías ya se aumentaron por 10 para evitar especulaciones, por lo tanto, todos los que tienen garantías actuales están demostrando la seriedad de sus proyectos con montos importantes.

 Si bien debemos asegurarnos de que los proyectos se construyan y presionar para que así sea, el Estado, antes de amenazar e intimidar con hacer efectivas las garantías, debe ayudar y colaborar para que los inversionistas, desarrolladores y toda la cadena puedan llevar a feliz término los proyectos, evitando aprovechamientos y riesgos innecesarios.

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¿Qué papel se vislumbra de Argentina tras el Congreso Mundial de Energía?

Hace poco más de un mes se llevó a cabo el Congreso Mundial de Energía en la ciudad de Rotterdam (Países Bajos) y, allí, Argentina contó con representantes nacionales a través del programa Future Energy Leaders del World Energy Council (WEC), con el que se busca apoyar y promover a jóvenes profesionales y futuras generaciones del sector.

Nicolás González Rouco, country manager del Grupo Martifer, y Mariela Colombo, senior consultant de Calden Consultoría, fueron dos de las personas elegidas para integrar el programa FEL-100 y, tras su retorno del Congreso, analizaron las tendencias que observaron desde Europa de cara a la evolución energética en Argentina y la región. 

“La temática estuvo vinculada a la unión de representantes del ámbito público y privado de todos los países, con foco en los nuevos sistemas energéticos necesarios para la transición; pero priorizando a las personas, sus necesidades y el concepto de justicia y equidad en el acceso a la energía”, coincidieron en diálogo con Energía Estratégica.

Es por ello que plantearon que se trató el rediseño del sistema energético global a partir de tecnologías más limpias e innovadoras, como por ejemplo el almacenamiento o el hidrógeno más allá de las energías renovables no convencionales, pero con la importancia (y desafío) de que la población debe acceder a la energía básica. 

“Algunos temas más interesantes debatidos estuvieron relacionados con la captura de carbono, la continuidad (o no) de la energía nuclear, así como el avance del hidrógeno verde y la complementariedad con otros combustibles gaseosos y cómo las empresas energéticas pueden ayudar en la transición”, apuntó González Rouco. 

“Todo ello desde el lado de cómo socialmente puede generar un efecto derrame y que más personas tengan acceso a la energía y de manera más eficiente y limpia”, complementó Colombo

Dentro de esos aspectos advirtieron el posible de Latinoamérica como una región exportadora para abastecer futuras demandas del mundo, como puede ser con el hidrógeno verde y sus derivados; pero también el propio desafío de cómo movilizar la economía regional, generar más empleo y aportar un valor agregado mediante esos recursos energéticos. 

Aunque los seleccionados para el programa Future Energy Leaders del WEC dejaron en claro que también es necesario contar con políticas para fortalecer la propia región y que posicionen a LATAM con un mayor peso geográfico ante los ojos del mundo. 

“Latinoamérica no puede ser sólo una región que provea soluciones para el resto, sino que se deben ofrecer soluciones para la propia LATAM. No sólo exportar los recursos, sino buscar la forma de agregar valor, lograr crecimiento económico y mejorar la calidad de vida de las personas. 

“Argentina seguirá desarrollando y produciendo gas natural, pero a mediano y largo plazo es necesario considerar formas de descarbonizar y bajar la intensidad de carbono y del sector del oil & gas mientras se buscan otras alternativas o se integran con otras tecnologías como las renovables o el hidrógeno. Argentina, al ser un país con gas natural, renovables y nuclear, cuenta con desafíos diferentes a comparación de otros países de la región y, por tanto, se debe revisar cómo coexisten esos recursos y cómo optimizar la complementariedad”, insistieron 

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TotalEnergies prepara nuevos proyectos renovables para el Mercado a Término de Argentina

TotalEnergies planea seguir crecimiento en el sector de las energías renovables de Argentina y buscará hacerlo a través del Mercado a Término (MATER), donde recientemente la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista SA (CAMMESA) adjudicó casi 1300 MW con prioridad de despacho

“Espero que antes de fin de año podamos estar en alguna ronda del MATER. Trabajamos para ello y seguimos apostando por la energía solar y eólica, sumado a que también evaluamos algunos proyectos de otras tecnologías”, confirmó Martín Parodi, managing director de TotalEnergies. 

“Estamos con varios proyectos en desarrollo en el norte y sur del país e intentamos encontrar el mejor recurso donde haya disponibilidad de red o teniendo en cuenta el curtailment con alguna inversión en el sistema”, agregó durante un evento. 

La compañía continuará el camino del parque solar Amanecer (14 MWp) que fue adjudicado con prioridad de despacho del MATER durante el cuatro trimestre del 2021 y que actualmente se encuentra en construcción en la provincia de Catamarca.

Por lo que, una vez concretado el PS Amanecer y si logra asignación con algún otra central, la TotalEnergies aumentará su capacidad renovable operativa en Argentina, la cual actualmente es de 278,4 MW repartidos en una planta fotovoltaica (Caldenes del Oeste – 30 MW) y tres parques eólicos (Mario Cebreiro, Vientos Los Hércules y Malaspina de 100 MW, 98 MW y 50,4 MW, respectivamente) 

“También miramos baterías en algunos lugares, son más fáciles en proyectos off-grid. Mientras que el hidrógeno verde avanzará en algún momento y ojalá nos ayude la propia ley de H2, el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) o cualquiera sea el marco normativo”, complementó Parodi. 

De todos modos, el managing director de TotalEnergies reconoció una serie de retos para que las renovables tengan un mayor crecimiento en Argentina, desde la falta de capacidad de transporte disponible hasta cuestiones de financiamiento. 

“La capacidad en la red es el cuello de botella principal para el avance de las renovables. Se puede construir en lugares donde hay espacio, pero son espacios donde el recurso no es tan bueno y por ende baja la rentabilidad del proyecto, o mismo porque la demanda no acepte pagar un poco más de lo que estamos acostumbrados”, subrayó. 

“Y para que la rentabilidad de los proyectos sea mejor, necesitamos financiación externa comparable con Chile, por ejemplo, donde se financia al 4-5%”, añadió. 

Mientras que por el lado de las oportunidades, más allá del Mercado a Término para abastecer a los  Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (que ya  ya acumula 118 proyectos renovables con prioridad de despacho por suman 5861,4 MW), el especialista apuntó a la vinculación con la minería y nuevos nichos de mercado. 

“Demanda hay, principalmente off-grid más allá del MATER. El sector minero quiere tener un perfil cada vez más verde y es algo positivo como sector energético y como país, pero se encuentran en lugares difíciles de llegar y de conectarse a la red. Incluso, muchas mineras están planeando realizar líneas de transmisión de 200-300 kilómetros y otras que no”, declaró.

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Panamá sube a la posición número 7 en el índice regional de Hidrógeno para América Latina y el Caribe 2024

Este año Panamá subió un peldaño en el ranking regional H2LAC 2024 que realiza New Energy e Hinicio mediante amplias encuestas e investigaciones.

De acuerdo con el Índice H2LAC, presentado en el marco del Cuarto Congreso de Hidrógeno para América Latina y El Caribe que se realiza en Chile, Panamá subió a la posición 7 en el índice encabezado por Chile (1), en el primer lugar, seguido por Brasil (2), Colombia (3), Uruguay (4), Costa Rica (5) y Argentina (6).

Este índice proporciona información crítica sobre la evolución del mercado del hidrógeno en toda la región, a bien de mostrar públicamente a los actores cuál es el estado de la política, desarrollo e inversión en hidrógeno en América Latina y El Caribe. Es decir, el Índice H2LAC 2024 tiene como objetivo proporcionar una visión general objetiva de la evolución de la economía del hidrógeno renovable y de bajas emisiones en América Latina y el Caribe (ALC) durante los últimos tres años (2022-2024). 

El índice H2LAC examina cinco categorías clave que impactan el desarrollo del sector: políticas y regulaciones públicas, proyectos en operación o en desarrollo, la economía local del hidrógeno, aplicaciones del hidrógeno y planificación de exportaciones y acuerdos internacionales.

El informe regional resalta que “Panamá no sólo ofrece un alto potencial de energía renovable, sino que también se beneficiará enormemente de su posición geográfica única. El Canal de Panamá desempeñará un papel clave para conectar la economía mundial del hidrógeno, tal como lo hace hoy con los combustibles fósiles.” 

Asimismo, para capitalizar sus ventajas competitivas, Panamá ha dejado claros planes para desarrollar una economía del hidrógeno a través de la publicación de su estrategia nacional de hidrógeno verde y derivados en 2023 e implementado sus líneas de acción en el 2024, en este sentido, enfocándose en el desarrollo de un plan maestro para el establecimiento de un centro de aprovisionamiento marítimo de hidrógeno verde en Panamá, así como, las regulaciones correspondientes.

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La opinión de los gremios en la rebaja del límite de potencia: “La comercialización va a tener un rol importante”

Los distintos gremios del sector eléctrico que enviaron sus posturas al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) respecto a la posible rebaja en el límite de la potencia conectada para acceder a cliente libre, mecanismo que activó en diciembre de 2023 el Ministerio de Energía a través de la solicitud de un pronunciamiento al respecto a ese tribunal, compartieron sus diversas aproximaciones al tema en el webinar organizado por ACEN este 5 de junio.

En la oportunidad, la directora ejecutiva de ACERA, Ana Lía Rojas, comentó que “el redondeo de esta modificación de rango para ser elegible como cliente libre, es el concepto de competencia, y eso es muy importante. Es necesario considerar esta discusión en una reforma amplia de la distribución a propósito de entender también cuáles son los efectos sobre el resto de los segmentos que estamos además ayudando a que también transiten hacia la carbono-neutralidad y las bajas emisiones”.

Bajo la misma línea, recordó que, «el límite para instalaciones para autoconsumo de Net-Billing es de 300 kW. Por lo tanto, en una mirada amplia y pro-competencia, una eventual reforma, además de considerar la no erosión de los contratos regulados, debería también considerar la ampliación de los agentes participantes en el rango de 300 a 500 kW, para que el consumidor tenga todas las opciones para una elección en cuanto régimen tarifario y opciones de consumo: como consumidor libre, como consumidor regulado o como autoconsumo de Net-Billing.»

Por su lado, Darío Morales, director ejecutivo de ACESOL, recalcó que, desde su gremio, no se oponen a la rebaja del límite, pero estiman debe hacerse con una mirada amplia y completa puesto que tendría un impacto sistémico. “En el mediano plazo, todos los sistemas eléctricos han ido avanzando hacia la liberalización de los clientes y la incorporación de la comercialización. Sería obtuso pensar que la comercialización en el mercado chileno no va a tener que jugar un rol importante. El punto es cómo vamos avanzando hacia allá de manera planificada, controlada, pero coherente, sin ir generando problemas en otros segmentos”.

Sin embargo, agregó que “no es necesariamente tan evidente a mi juicio que la simple rebaja del límite de cliente libre vaya a abrir un suficiente espacio para la comercialización, la competencia y lograr la reducción de precios. Esto tiene beneficios y también contras. El equipo del Ministerio de Energía al hacer la petición al TDLC no hizo ese análisis costo beneficio. Tenemos que pensar bien si vale la pena asumir iniciar una medida de rebaja a los clientes libres en las condiciones en las que hoy día está el sector eléctrico”.

En tanto, el secretario ejecutivo de ACEN, Eduardo Andrade, señaló que el total de energía que está en el segmento regulado hoy día es del orden de 39,6% de los casi 78 TWh/año que se consumen, “por lo tanto, los 1,3 TWh/año que representan los potenciales clientes libres que están en el segmento entre 301 y 500 kW tienen un efecto bastante menor dentro de los contratos que hoy están suscritos entre distribuidoras y generadoras”.

Enfatizó que, si se decide bajar el límite de la potencia, no se observará una estampida de usuarios que se van a cambiar de cliente regulado a cliente libre. “En los 4 años de transición de cliente libre a regulado, en el segmento sobre 501 kW, el año cuando más se movieron clientes fue el 28% del total. Estudios realizados por ACEN muestran que el efecto en el caso hipotético en que se produzca un cambio masivo no superaría, en el caso más extremo, el 4% del total de energía contratada”.

Sobre las futuras licitaciones, añadió Andrade, la baja del límite tampoco debería tener efecto porque las nuevas licitaciones deberían considerar en el monto de energía a licitar que la energía de los nuevos clientes libres no va a estar. “Es tan poco el volumen que probablemente en vez de ver una licitación de 3.000 GWh/año, vamos a observar una licitación de 2.950 GWh/año.

Por su parte, el director ejecutivo de Empresas Eléctricas, Juan Meriches, mencionó que los procesos de licitación se deben proteger ya que han sido clave para generar mayores espacios de competencia en el ámbito de la generación. “Hay un componente de seguridad de ese suministro para los clientes regulados que es muy importante resguardar”.

El punto de fondo, según el representante de las distribuidoras, es cómo se enfrenta la mutación en distribución. “Cualquier cambio de estas características debe tener como primer foco la mejora de las redes”. Si bien comentó que el elemento de comercialización debe ser parte del sector y que “ésta (la rebaja del límite) es una medida que es positiva desde la lógica de abrir espacios de competencia”, destacó que se debe estar atento a los efectos de la migración.

Remarcó además que es “crucial que los usuarios que eventualmente migren tengan toda la información posible de lo que significa esta migración, no sólo en términos de precios, sino también de las obligaciones y los costos que eso significa”.

La moderadora, Vannia Toro, vicepresidenta de ACEN, cerró el webinar y destacó que “como asociación hemos mapeado y comprobado que varios de los asociados han hecho contratos con empresas generadoras para financiamiento de nuevos proyectos. Es decir, estos 1,2 TWh/año en el fondo también tienen que venir del segmento de generación a través de un agregador de demanda y las dudas que existían eran justamente si iba a venir de energías fósiles, energía existente, y lo que se ha demostrado que apalancan nuevos proyectos, financiamiento de nuevas inversiones y, eso es interesante de analizar”.

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Celsia pone en operación primer tramo de proyecto que conecta a Sucre con el nivel de tensión 220 kV del Sistema de Transmisión Nacional y beneficia a la costa Caribe

Celsia, empresa de energía del Grupo Argos, anuncia la puesta en operación del tramo 1 de un proyecto clave en la costa Caribe colombiana, que incluye la nueva subestación Toluviejo de 220 kV, y su conexión con la subestación Chinú, a través de la construcción de 40,9 kilómetros de la nueva línea de transmisión nacional, lo cual incluyó la instalación de 92 torres de energía.

Este proyecto es significativo porque: 

Por primera vez se conecta al departamento de Sucre al nivel de tensión 220 kV del Sistema de Transmisión Nacional a través de la nueva subestación Toluviejo, donde el operador de red de la zona podrá conectar su sistema de transmisión regional, con la que mejorará la confiabilidad a las redes de esa región y el servicio que brinda a sus clientes.
Esta infraestructura también reduce las restricciones de la costa Caribe porque aumenta la capacidad del sistema de transmisión de la región, haciéndolo más flexible, lo que a su vez beneficia a todo el sistema eléctrico nacional.

El proyecto total, que le fue adjudicado a Celsia mediante convocatoria de la UPME como parte de las obras definidas en el Plan de Expansión de Transmisión Eléctrica del país, consta de dos tramos, tiene un avance del 82% y estaría siendo culminado a finales de 2024.

El segundo tramo comprende 120 kilómetros de red entre la subestación Toluviejo y la subestación Bolívar de 220 kV, en la cual también Celsia instalará una nueva bahía para la conexión.

«Estamos muy orgullosos de haber culminado con éxito la primera fase de este proyecto tan significativo para la región y el país en general. Con él, fortalecemos la infraestructura eléctrica en la costa Caribe y aportamos nuevas redes para lograr el suministro de energía confiable y seguro para todos los ciudadanos del departamento de Sucre, con un proyecto interdepartamental», afirmó Julián Cadavid, líder de Transmisión y Distribución de Celsia, al indicar que otro factor relevante es viabiliza la conexión de futuros proyectos de generación con fuentes renovables no convencionales.

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Quita de subsidios al gas y la luz 2024: cómo deben hacer los usuarios para registrarse nuevamente

Tras el aumento dispuesto en las tarifas , el Gobierno de Javier Milei lanzará una nueva campaña para que los usuarios de energía eléctrica y gas natural por redes vuelvan a inscribirse en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), que define la segmentación de tarifas.

De acuerdo a lo informado este jueves por la mañana en A24, la medida está vinculada a una revisión de los ingresos económicos que actualmente tienen las familias y debido a las cantidades de consumo de energía, cuyo tope fue modificado este miércoles por la Secretaría de Energía.

En los próximos días, cuando se anuncie oficialmente, los interesados (comercios, industrias y hogares) en formar parte del esquema de subsidios deberán ingresar al link https://www.argentina.gob.ar/subsidios para llevar a cabo el trámite.

Cabe recordar que, de acuerdo a las segmentaciones establecidas, actualmente, existen tres tipos de hogares:

Ingresos altos (N1)

Ingresos bajos (N2)

Ingresos medios (N3)

Los N2 y N3 cubren sólo una pequeña parte de los costos de la energía que consumen, que es uno de los ítems de las facturas, además del costo de transporte, de distribución y los impuestos nacionales, municipales y provinciales.

Aumento de la luz: cuánto saldrá desde junio con el recorte a los subsidios

En cuanto a los aumentos de electricidad, la cartera a cargo de Eduardo Rodríguez Chirilo realizó una estimación de incrementos en los consumos promedios residenciales de 260 KWh:

N1 pasará de $24.710 a $30.355 (22,8%)

N3 pasará de $6.585 a $16.850 (155,9%)

N2 pasará de $6.295 a $12.545 (99,3%)

Por otro lado, la Resolución 90/2024 que publicó Energía dispone nuevos topes de consumo con subsidio. Eso implica que los usuarios N2 y N3 que excedan esos límites, pagarán más caro por la electricidad.

“Para la demanda de usuarios categorizados en el Nivel 2 el límite del consumo base se fija en TRESCIENTOS CINCUENTA (350) kWh/mes”, dice la norma. Este segmento no tenía tope de consumo con subvenciones con el esquema que regía desde 2022 y que el Gobierno modificó este miércoles. Para las zonas frías el límite será de 700 kWh/mes.

Aumento del gas: cuánto saldrá desde junio con el recorte a los subsidios

En cuanto al servicio de gas, el Gobierno estableció nuevas tarifas que se reflejarán en las facturas a partir de junio. A continuación, las estimaciones:

N1 (ingresos altos), con un consumo promedio de 149 m³, pasará de $25.756 a $28.142 (suba del 9,27%).

N3 (ingresos medios), con un consumo promedio de 171 m³, pasará de $24.465 a $26.865 (suba del 9,81%).

N2 (ingresos bajos), con un consumo promedio de 159 m³, pasará de $15.638 a $20.797 (suba del 32,98%).

Cuando estos hogares se excedan del consumo máximo subsidiado, se deberá pagar el precio de referencia establecido (US$3,29).

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Concluyeron las soldaduras en dos tramos del Gasoducto Norte

La reversión del Gasoducto Norte, la obra que permite llevar el gas de Vaca Muerta al norte del país, registró un importante avance: concluyó la soldadura en línea regular de los tramos 2 y 3.

Se trata de los primeros 100 kilómetros del Gasoducto de Integración Federal -sobre un total de 122 km- que se extiende de Tío Pujio a La Carlota, en la provincia de Córdoba, vinculando los Gasoductos Centro-Oeste y Norte.

Para reducir los tiempos de ejecución de la obra, se utilizó un sistema de soldadura automática, moderna tecnología que permite no solo realizar mayor cantidad de soldaduras por día, sino que a la vez minimiza errores y da previsibilidad al ritmo de producción.

La última soldadura en la línea regular se llevó adelante el domingo 26 de mayo en el km 100 del Gasoducto Tío Pujio- La Carlota, a la altura de la localidad cordobesa de Arroyo Cabral. En total se realizaron 4.059 soldaduras en 41 días, marcando récords con hasta 151 soldaduras por día, lo que equivale a 3 km diarios de avance.

Las obras en estos tramos continúan con trabajos de cruces, empalmes, revestimiento, zanjeo, bajada y tapada, además de ensayos con ultrasonido, para luego iniciar las pruebas hidráulicas.

Además, la obra avanza con la construcción de los restantes 22 km de dicho gasoducto, 62 km de loops (ampliación) al Gasoducto Norte a la altura de Ferreyra y la Ciudad de Córdoba y el cambio de sentido de 4 plantas compresoras, con una fecha de finalización de las obras prevista para fines de agosto. Al momento se encuentran trabajando en el proyecto más de 2 mil personas en forma directa.

Cabe destacar que la Reversión del Gasoducto Norte permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a las provincias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy para generación de energía eléctrica, abastecimiento de hogares, industrias y el desarrollo a escala de nuevas actividades como la minería de litio, además de exportar gas a países de la región.

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Más de la mitad de los usuarios admite que pagaría 25% más por los servicios públicos

Para cuando llegaron las nuevas facturas de gas con fuertes aumentos en los cargos básicos, un 53,2% de usuarios de servicios públicos había admitido estar dispuesto a pagar a partir del 25% más por la luz, el agua y el gas con tal de ayudar a reducir el déficit fiscal.

Fue en respuesta a una encuesta de Giacobbe y Asociados, en la que por otra parte, un 45,4% de los consultados fue terminante: “nada más”.

En el desglose surge que un 20,5% dijo aceptar que se duplique, mientras un 14,3% admitiría un 50% más y el 18,8%, el 25% extra.

La compulsa refleja que la prédica oficial contra el déficit fiscal prendió en parte de la conciencia ciudadana, que reconoce la incidencia que tiene el subisio en un 95% del costo de la electricidad y el gas, de acuerdo con la relación precios-costos del mes pasado.    

Pero el casi 45% de negativas a pagar más aumentos indica, por un lado, un rechazo ideológico alineado con las críticas de la ex vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner a la cruzada del gobierno contra el déficit fiscal, pero también confirma el importante porcentaje de la población que la está pasando muy mal con el ajuste económico.  

La frontera del dolor

Traducido: dentro de la misma encuesta fue medida la “frontera del dolor” frente a la situación económica y resultó ser que el 30,3% declaró que no puede resistir más; 15,4 % que podría 8 meses; 16,7% un año; 8% dos años; 1,5% 3 años y el 27,4% 4 años. 

Significa que entre las respuestas la mayor parte reconoce tener resto para aguantar 4 años un ajuste, que probablemente guarde relación directa con los que tenían dólares atesorados y los están gastando, según la interpretación del propio presidente Javier Milei.

Los últimos cálculos realizados sobre lo que gastaba el mes pasado un hogar promedio del AMBA sin subsidios para cubrir sus necesidades energéticas, de transporte y de agua potable, según el instituto IIEP UBA-CONICET, ascendía a $118.825.

Denota una suba de 295%, respecto a diciembre pasado, por actualización de las tarifas de transporte, energía eléctrica, gas natural y agua, cuyo servicio aumentó 209% en AMBA y es el único que hasta el momento, mantendrá ajustes mensuales.

Según el organismo, el desglose mostraba un gasto promedio de $27.924 en electricidad de $40.906 en boletas de gas, $20.631 de agua y $29.364 de transporte, como el boleto de colectivo.

Los incrementos dispuestos para este mes alteran esos números.

En los últimos días, las distribuidoras de gas enviaron facturas por el servicio con subas de hasta el 400% en los cargos fijos, los que llegan al 1.300%. 

Canasta básica energética

Es este el punto de partida de la transición hacia el nuevo régimen de tarifas energéticas

Con esta medida, el Gobierno busca pasar del esquema de subsidios generalizados hacia otro de subsidios focalizados y poner funcionamiento la Canasta Básica Energética (CBE).

Hasta que entre en vigencia el nuevo régimen, la Secretaría de Energía podrá “establecer las correcciones y adecuaciones que correspondan al régimen de segmentación oportunamente establecido por el Decreto N° 332/22”. Así, Energía tendrá facultades para:

Establecer topes a los volúmenes de consumo subsidiados en todas las categorías y segmentos residenciales, tanto para electricidad como para gas.

Aplicar a los usuarios de las categorías denominadas Nivel 2 y Nivel 3 del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) descuentos sobre el componente Energía que se traslada a las tarifas finales correspondientes a la categoría residencial.

Disponer que las cantidades consumidas en exceso a los volúmenes máximos subsidiables sean abonadas a los precios mayoristas de gas natural y energía eléctrica establecidos por la Secretaría de Energía o resultantes de la interacción de los agentes del mercado, conforme a los cuadros tarifarios aprobados por las autoridades competentes en cada jurisdicción, con la posibilidad de mantener escalones graduales de bonificación para los volúmenes excedentes en el caso de los usuarios Nivel 2.

Revisar periódicamente los volúmenes de consumo máximo a subsidiar, así como los montos o porcentajes de los descuentos sobre el componente Energía, teniendo en cuenta la adquisición progresiva de hábitos de consumo eficiente por parte de los usuarios.

Modificar la denominación y/o el criterio de segmentación de las categorías de usuarios residenciales, incorporados en el RASE, incluyendo la revisión de los indicadores patrimoniales de manifestación de ingresos, así como la posibilidad de su unificación para establecer una única categoría de usuarios residenciales que requieran asistencia para acceder al consumo indispensable de energía.

Calibrar las diferentes variables que se requerirán para la implementación del régimen de subsidios focalizados de Canasta Básica Energética (CBE), y realizar las pruebas y verificaciones pertinentes en función de la evaluación de los resultados observados durante el Período de Transición.

Invitar a los usuarios residenciales a reempadronarse en el RASE y realizar los cruces de información con otras bases de datos nacionales o provinciales, a fin de actualizar el padrón de beneficiarios y minimizar los errores de inclusión y exclusión.

Determinar los mecanismos de compensación de los menores ingresos de las licenciatarias o concesionarias de servicios de distribución por aplicación de las bonificaciones establecidas durante la vigencia del Período de Transición.

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Rosario quiere sumar vehículos “Eco-Amigables” para funcionar como taxis

El Concejo Deliberante de Rosario busca aportar en la discusión de reformas del servicio de taxis de la ciudad. Además de la “modernización” propuesta por el Ejecutivo con la incorporación de plataformas y la posibilidad de que la tarifa suba o baje de acuerdo a la demanda, también buscan incorporar al sistema autos “Eco-Amigables”.

El proyecto en cuestión es para modificar la ordenanza 2649/80 que regula actualmente el servicio de taxis agregando un inciso en el que se sumen los vehículos que utilizan para su propulsión la energía eléctrica o cualquier otro tipo de tecnologías alternativas definidas por la autoridad de aplicación.

Según replicó Rosario3, entre los argumentos del cambio de ordenanza, autoría del concejal Agapito Blanco, se sostiene la necesidad de avanzar en “las medidas necesarias para mitigar el avance del cambio climático”. 

“La polución ambiental es un problema global que el Estado debe atender para lograr su disminución en pos del desarrollo sostenible. Para alcanzar ese objetivo, deben establecerse políticas que incentiven el uso de alternativas amigables al medio ambiente y los vehículos tradicionales hacen gran aporte a la proliferación de las múltiples formas de contaminación ambiental”, sostiene el escrito. 

Con respecto al cambio en la normativa, el edil detalló en el proyecto que la actual ordenanza que regula el servicio de taxis de Rosario es de 1980. “Fue sancionada cuando no existían para su comercialización vehículos distintos a los de combustión interna”. 

En ese sentido, también destacó: “Los vehículos eléctricos sólo ofrecen ventajas para los titulares de las licencias de taxi por su comodidad, silencio y ahorro de costos de mantenimiento”. 

Con respecto a la denominación de “Eco-Amigables”, serán aquellos que utilizan para su propulsión alguna de las siguientes tecnologías:

Propulsión con motores eléctricos exclusivamente (VE)

Propulsión eléctrica y alternativamente o en forma conjunta por motor de combustión interna, vehículos híbridos (VEH) . Vehículos Híbridos Enchufables (VEHP)

Propulsión eléctrica alimentada por hidrógeno de tipo F.C.E.V. (Fuel celI electric vehicle)

Propulsion por otro tipo de tecnologías alternativas, según sean definidos por la Autoridad de Aplicación 

En el caso de que los titulares de licencias de taxi quieran adquirir un vehículo “Eco-Amigable” para ofrecer el servicio, deberán cumplir con una serie de requisitos. Entre ellos no tener más de 15 años de antigüedad y someterse a un “control semestral técnico-mecánico”, con el fin de verificar si se encuentra en condiciones de prestar el servicio.

Para diferenciar estos taxis propulsados con energías renovables, la ordenanza propone también cambiar el ploteo de los mismos del tradicional negro y amarillo por el blanco y verde.

Con respecto a la prestación de servicio, los vehículos que sean exclusivamente eléctricos deberán funcionar como mínimo 16 horas por día, siempre teniendo en cuenta el tiempo de recarga de las baterías.

Además, para fomentar la incorporación de este tipo de unidades, el proyecto de Blanco propone una serie de incentivos fiscales que rondan el 40% de descuento en la mayoría de los trámites habilitantes.

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Países petroleros extienden recorte de producción para apuntalar los precios

Arabia Saudí y otros países petroleros extendieron los recortes de producción el domingo hasta fines del año próximo, a fin de apuntalar los precios que no han aumentado pese a la turbulencia en el Medio Oriente y el inicio de la temporada de viajes veraniega.

La alianza OPEP+, formada por miembros del cartel petrolero y aliados, entre ellos Rusia, decidieron en una reunión online mantener los actuales niveles de producción, que incluyen colectivamente recortes de 2 millones de barriles por día, hasta el 31 de diciembre de 2025.

Los saudíes necesitan precios más altos para financiar los ambiciosos planes del príncipe Mohammed bin Salman para diversificar la economía y hacerla menos dependiente de los combustibles fósiles. Unos precios más altos del petróleo también ayudarían a Rusia a mantener el crecimiento y la estabilidad económica en momentos en que gasta grandes cantidades en su guerra contra Ucrania.

El comunicado de la OPEP+ no especifica qué ocurrirá con otras reducciones voluntarias, que incluyen una reducción de 2,2 millones de barriles diarios por un grupo más pequeño de miembros de la alianza, entre ellos los saudíes. Los analistas vaticinaban que esos recortes unilaterales, que iban a expirar a fines de mes, serían también extendidos.

El precio del crudo Brent ha estado por los 81-83 dólares el barril en el mes pasado. Ni siquiera la guerra en Gaza ni los ataques de los rebeldes hutíes contra barcos en el Mar Rojo han llevado a los precios a los 100 dólares por barril vistos por última vez en septiembre del 2022. Ello se debe en parte a las mayores tasas de interés, inquietudes sobre la demanda debido a un crecimiento económico menor al esperado en Europa y China, y el aumento de la oferta de parte de países ajenos a la OPEP como Estados Unidos.

Los conductores estadounidenses se han beneficiado de los precios más bajos del petróleo. Los precios de la gasolina se mantuvieron en alrededor de 3,56 dólares por galón la semana pasada, un centavo menos que hace un año. Ello es una fuerte baja con respecto al récord de 5 dólares por galón registrado en junio de 2022.

Los precios de la gasolina en Estados Unidos aumentan cuando aumenta el precio del petróleo porque el precio del petróleo conforma la mitad del costo de un galón de gasolina. En Europa las variaciones se sienten menos porque allí los impuestos forman una mayor parte del precio de la gasolina.

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La china CNGR busca adquirir más explotaciones de litio en Argentina

El fabricante chino de componentes para baterías CNGR estaría interesado en adquirir participaciones en yacimientos de salmuera de litio en Argentina para reforzar su cadena de suministro en el exterior, informa este lunes Bloomberg.

Ese medio, que cita a fuentes anónimas, apunta que altos ejecutivos de la compañía efectuaron la semana pasada visitas a al menos tres yacimientos en Argentina, entre los que figuran el de Jama, en la provincia de Jujuy, y el de Rincón, en Salta.

CNGR, suministrador de Tesla, ya se hizo en abril con un 90 % del proyecto de litio Solaroz -situado en Jujuy- tras pagar unos 63 millones de dólares a la australiana Lithium Energy, un acuerdo cuya estructura sería replicada en posibles nuevas adquisiciones en la región.

Argentina, cuya zona noroccidental abarca parte del llamado ‘triángulo del litio‘, es el cuarto mayor productor mundial de este material (detrás de Australia, Chile y China), el tercero en reservas (detrás de Chile y Australia) y el segundo en recursos (detrás de Bolivia).

Numerosas empresas chinas mostraron interés en Argentina ante la fuerte demanda de litio derivada principalmente del floreciente sector de los vehículos eléctricos, que se tradujo en inversiones por parte de compañías como Tibet Summit Resources, Tsingshan o Ganfeng Lithium.

Esta última, productor número uno de carbonato de litio del país asiático, anunció en marzo un acuerdo para comprar un 15 % de un proyecto de explotación en el norte de Argentina por unos 70 millones de dólares.

Si bien el precio del litio se desplomó más de un 80 % desde su nivel récord de finales de 2022, esto también se tradujo, según algunos analistas, en oportunidades para las compañías que buscan adquirir explotaciones para consolidar sus fuentes de suministro.

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Electrodependientes

La Secretaría de Energía señaló que “El usuario electrodependiente tiene un servicio ininterrumpible, y es de categoría prioritaria”.

“Por lo tanto, si sufre un corte de luz se le restablece el servicio de forma inmediata. Las 48 horas hábiles son para colocarle una fuente alternativa de energía”, indicó.

Y añadió que “antes, ese usuario que solicitaba una fuente alternativa de energía lo hacía pasando primero por el ENRE y después por la distribuidora. Ahora, lo hará directamente con la distribuidora”.

Energía sostiene que “las resoluciones que publicó el ENRE vienen a transparentar, eficientizar y regular el procedimiento para una mejor atención de los electrodependientes”.

Cabe señalar que el organismo regulador (ENRE) oficializó el jueves 5/6 las resoluciones 329/2024 y 330/2024, que reformularon los procedimientos para la realización de las obras correspondientes a la provisión de la Fuente Alternativa de Energía por parte de las distribuidoras a solicitud de los usuarios de Edenor y Edesur, inscriptos en el Registro de Electrodependientes por cuestiones de Salud.

También varió el régimen de aplicación de sanciones por incumplimiento de los plazos correspondientes por parte de las distribuidoras.

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Techint-Sacde finalizaron los trabajos de soldadura en la Reversión del Gasoducto Norte

La UTE Techint-Sacde anunció la finalización de los trabajos de soldadura en línea regular correspondientes a los renglones 2 y 3 del proyecto de Reversión del Gasoducto Norte.

Este proyecto permitirá abastecer a las provincias del norte argentino con gas producido en Vaca Muerta (NQN). En total se realizaron 4.059 soldaduras en 41 días, lo que equivale a un promedio de avance de 3 kilómetros diarios en el ducto.

Esta etapa, que finalizó en la localidad de Arroyo Cabral, provincia de Córdoba, contó con un sistema de soldadura automática que permitió reducir los tiempos de ejecución y culminar los trabajos en tiempo récord, en línea con los plazos contractuales previstos, se indicó.

Esta tecnología, utilizada por primera vez en el país por la UTE en el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), permite realizar una mayor cantidad de soldaduras por día, minimiza errores y da previsibilidad al ritmo de producción, puntualizaron.

Los renglones 2 y 3 a cargo de la UTE contempla el tendido de 100 kilómetros de un gasoducto de 36 pulgadas, desde la localidad de La Carlota hasta las cercanías de Villa María.

Por estos días continúan los trabajos de zanjeo, empalmes, cruces especiales, revestimiento, bajada y tapada de la cañería, para luego iniciar las pruebas hidráulicas, se detalló.

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Reversión del Gasoducto Norte: la UTE Techint-Sacde finalizó los trabajos de soldadura

La UTE Techint -Sacde culminó la etapa de soldadura de la Reversión del Gasoducto Norte, la obra de infraestructura que permitirá abastecer el norte argentino con gas de Vaca Muerta. Esta etapa, que finalizó en la localidad de Arroyo Cabral, en Córdoba, contó con un sistema de soldadura automática que permitió reducir los tiempos de ejecución y culminar los trabajos en tiempo récord, en línea con los plazos contractuales previstos, según destacaron desde las compañías.

Se trata de la misma tecnología utilizada por primera vez en el país por la UTE en el Gasoducto Néstor Kirchner. En total se realizaron 4.059 soldaduras en 41 días, lo que equivale a un promedio de avance de tres kilómetros diarios.

“Esta tecnología permite realizar una mayor cantidad de soldaduras por día, minimiza errores y da previsibilidad al ritmo de producción”, destacaron desde las empresas.

La obra

Los renglones 2 y 3 a cargo de la UTE contemplan 100 kilómetros de gasoducto de 36 pulgadas, desde la localidad de La Carlota hasta las cercanías con Villa María. En la actualidad, continua con trabajos de zanjeo, empalmes, cruces especiales, revestimiento, bajada y tapada, para luego iniciar las pruebas hidráulicas.

, Redaccion EconoJournal

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Cuál es el cálculo que deberán hacer los usuarios de ingresos medios y bajos para saber cuánto van a pagar la factura del gas

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) publicó este jueves las resoluciones con los nuevos cuadros tarifarios para todas las distribuidoras del país. A diferencia de lo que venía ocurriendo, ya no figuran distintas tarifas para cada una de las categorías de la segmentación sino solo un cuadro tarifario para los usuarios residenciales de altos ingresos (Nivel 1). ¿Cómo deben hacer los otros hogares para saber cuánto les van a cobrar? El número hay que calcularlo.

En el caso de Metrogas, el ente regulador publicó la resolución 260/2024 con dos anexos. En la primera página del Anexo 1 figuran las tarifas finales para usuarios residenciales N1 con el detalle del cargo fijo mensual y el cargo variable por m3 para las distintas categorías de consumo. En las resoluciones anteriores, ese mismo Anexo 1 incluía en las páginas siguientes otros cuadros con las tarifas vigentes para los N2 y los N3, pero esos cuadros ya no están.

Como ahora el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) es el mismo para los usuarios N1, N2 y N3, las resoluciones con los cuadros tarifarios para cada distribuidora tampoco discriminan. Con el cargo fijo mensual no hay inconvenientes porque es el mismo para todos los niveles, pero el problema surge con el cargo variable ya que ese componente tiene una bonificación para los N2 y N3 que, en el caso de Metrogas, es del 64% para los N2 y del 55% para los N3, según se aclara en el Anexo 2 de la misma resolución 260/2024.

Cómo saber qué cargo variable pagan N2 y N3

Así como figura el cargo variable para las distintas categorías residenciales de N1, también podrían figuran esos mismos precios para los N2 y N3, pero el gobierno no los informa y, según aclararon fuentes oficiales a EconoJournal, tampoco va a informarlos en una próxima resolución.

El usuario qué esté interesado en saber cuánto va a pagar de cargo variable lo tiene que calcular. En ese mismo Anexo 1, debajo de las tarifas residenciales para los N1 figura otro cuadro con los “componentes del cargo por m3 de consumo”. En las tres últimas filas de ese cuadro figuran los conceptos que integran el cargo variable: a) Precio Incluido en los cargos por m3 de consumo ($/m3), b) Costo de gas retenido ($/m3) y c) Costo de transporte ($/m3).

En el ejemplo de Metrogas, el cargo variable para todas las categorías de consumo es de $176,45 por m3 y ese total se desagrega en $106,76 de precio incluido en los cargos por m3 de consumo, $7,89 de costo de gas retenido y $61,80 de costo de transporte.

La bonificación se debe aplicar solo sobre los puntos b y c. Es decir, se deben sumar los $106,76 más los $7,89 y sobre los $114,65 aplicar la bonificación. Si el usuario es un N2 a esa cifra debe descontarle un 64% y el subtotal será $41,274. A ese subtotal hay que sumarle los $61,80 de costo de transporte y recién ahí el usuario tendrá el cargo variable que deberá abonar. En este caso, el N2 no pagará $176,45 por m3 de cargo variable sino $103,07.

La bonificación se debe aplicar sobre los dos ítems marcados en rojo que figuran en este cuadro incluido en el Anexo 1 y luego sumarle el ítem de la última fila para obtener el cargo variable.

Bloques de consumo

Un punto clave es que los $103,07 por m3 de cargo variable aplican solo sobre el bloque de consumo bonificado. ¿Cuál es ese bloque? Para saberlo el usuario debe acceder a la resolución 686/2022 y revisar el Anexo 1. En este caso los bloques subsidiados varían no solo por distribuidora sino también por categoría residencial y por mes. Por ejemplo, un cliente R1 de Metrogas tiene bonificados 18 m3 en febrero, pero 52 m3 en julio.

Siguiendo con el ejemplo anterior, un hogar R1 de ingresos bajos (N2) pagará durante julio $103,07 por m3 los primeros 52 m3 y por encima de ese valor le corresponderá desembolsar $176,45 por m3. A esos cargos fijos les deberá sumar también el cargo variable que en el caso de un R1 es de $2212,22 por mes. Ahora bien, cuando lleguen las facturas con los aumentos cada distribuidora va a detallarle a sus usuarios los precios del cargo fijo y del cargo variable para el bloque de consumo subsidiado y para el excedente. Por lo tanto, los usuarios no deberán hacer el cálculo detallado más arriba, pero si quieren anticiparse para saber cuánto les van a cobrar no les va a quedar otra opción que sacar la calculadora.

En el Anexo 1 de la resolución 686/2022 figura el detalle de los bloque subsidiados para cada categoría residencial. En rojo figuran marcados los bloques de Metrogas., Fernando Krakowiak

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Con más de 300 inscriptos el IPA llevó adelante la Jornada Petroquímica

El Instituto Petroquímico Argentino (IPA) realizó la Jornada “La petroquímica argentina frente a una nueva oportunidad. El camino al desarrollo sostenible”, durante la Exposición Internacional de Plásticos “ARGENPLÁS 2024”, en la cual referentes de la industria petroquímica desarrollaron distintos puntos de vista sobre la situación actual y los desafíos futuros del sector.

Para profundizar sobre la industria petroquímica y su papel clave en la economía argentina, contribuyendo significativamente al desarrollo y crecimiento sostenible del país, en la Jornada del IPA se destacaron seis paneles estructurados en: Transición energética; Cadena de Valor; Reducción de emisiones; Financiamiento de Proyectos sustentables; Innovación aplicada; y el destacado “Panel Líderes de la Industria”.

La apertura del evento estuvo a cargo de Sergio Nabaes, gerente de Estrategia y Desarrollo Sostenible de Profertil, como presidente de la Jornada, quien destacó: “La Jornada Petroquímica 2024 es un lugar donde converge la innovación el conocimiento y que nos servirá como para reflexionar juntos sobre el futuro de nuestra industria. El lema de la Jornada nos hace pensar que, si bien siempre enfrentamos muchos desafíos también tenemos una gran oportunidad, esta viene de la mano del desarrollo de Vaca Muerta”.

También, expresó: “Como todos sabemos el gas es considerado la energía de transición, en esta transición energética que nos toca transitar y por suerte nosotros tenemos mucho gas porque somos la segunda reserva de gas natural no convencional del mundo. Eso es una ventaja que tenemos que aprovechar para crecer de una manera sostenible”.

La jornada

En el primer panel de la Jornada se llevó adelante la temática sobre transición energética.  Fue un mano a mano de Daniel Redondo del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA) y Pablo Popik, de Compañía MEGA y vicepresidente del IPA, como moderador. 

En este caso, Redondo dijo que “la población en el año 1800 era de mil millones de personas en el planeta en la actualidad se ha multiplicado por ocho somos 8000 millones que vivimos en el mundo, o sea en solo 150 años, lo cual es nada en la historia de la humanidad, la población mundial se multiplicó por 8 y la tasa de crecimiento ha ido subiendo particularmente en las últimas 100 años”.

Asimismo, subrayó que “el crecimiento de la población y la actividad humana tienen un gran impacto en el medio ambiente, ya que el uso de la energía de fuentes fósiles es la razón principal de las emisiones de gases de efecto invernadero. Por eso, el escenario para el 2050 la demanda global de energía va a seguir creciendo, pero que va a haber más eficiencia ya que va a haber otras energías y la población ya no utilizará carbón como energía, ya que va a ser reemplazado por gas natural y el 70% de la generación eléctrica será de fuentes renovables (Solar, eólica, hidráulica, entre otras)”.

Por último, sumó que “la eficiencia energética es una clave para la disminución de los gases de efecto invernadero. Por eso, la transición energética es un modelo económico que abarca la producción, el transporte, el almacenamiento y la distribución. Es un cambio cultural importante de toda la cadena de producción de energía”.

Otros ejes

Durante el panel sobre “cadena que valor”, hubo presentaciones con referentes de empresas como Eric Engstfeld, de Plaquimet; Juan Lesbegueris de YPF QUÍMICA S.A.; Sergio Pasini de BIOEUTECTICS; Raúl Meder de PROFERTIL S.A.; y Sandra Urrutia, de YPF S.A.. El mismo fue una experiencia enriquecedora para reflexionar sobre el papel que juega la industria petroquímica en la sustentabilidad global, el reciclado y para aprender de las mejores prácticas que están siendo implementadas en el sector. Los ejemplos concretos han motivado a seguir trabajando en la dirección de un futuro más sostenible, donde la rentabilidad económica vaya de la mano con el cuidado del planeta. En el panel, se pudo conocer de primera mano las iniciativas que las empresas están llevando a cabo para reducir su huella de carbono, optimizar el uso de recursos y promover prácticas sostenibles en toda la cadena de valor.

Luego, Sergio Nabaes, presidente de la Jornada llevó a cabo un mano a mano con Sebastián Bigorito, director ejecutivo del Consejo Empresario para el Desarrollo Sostenible (CEADS).El mismo abordó la visión al 2050 sobre las principales proyecciones demográficas, sociales y geopolíticas que encuentran inevitables límites planetarios que ponen en riesgo toda estrategia crecimiento económico y desarrollo social. Además, mencionó el tema del rol que se espera que cumplan las empresas en la temática del desarrollo sostenible tiene un lugar central en casi todas las agendas, tanto de nuestro país, como en el plano internacional.

Emisiones

A continuación, fue la presentación sobre la reducción de emisiones con Mariela Beljansky, subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Nación; y Rolando García Valverde, líder de Sostenibilidad y Medio Ambiente de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), cuyo moderador fue Roberto Carnicer de la Universidad Austral.

En su momento, Beljansky marcó que“es la primera vez que hay una estructura de Gobierno austera, donde sólo hay ocho ministerios, y que se desarrolle una subsecretaría de transición energética implica mucho en lo político. Por eso, entre las prioridades del área es lograr que Argentina sea netamente exportador de energéticos y ese desafío se tiene que dar de la mano de cumplir el Acuerdo de París. Argentina tiene compromisos asumidos de no exceder 349 megatoneladas de CO2 equivalentes para nuestro inventario 2030 y sucesivamente tendremos que asumir compromisos ambiciosos con el desafío de crecer y no exceder las emisiones”.

Por su parte, García Valverde recalcó que “la industria química desempeña un papel fundamental en la economía del país, pero también tiene un impacto en el medio ambiente. Es por eso que es esencial realizar este tipo de cursos en prácticas y tecnologías que minimicen su huella de carbono y promuevan la eficiencia energética”.

Y consideró que “la Argentina, como país comprometido con la lucha contra el cambio climático, necesita contar con profesionales capacitados en el campo de la industria química que puedan contribuir a la reducción de emisiones y al desarrollo de tecnologías más sostenibles. Por esto, hacemos gran hincapié en el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente PCRMA®, una herramienta de mejora continua y prevención de riesgos para la industria y el transporte de carga”.

Posteriormente y bajo la temática financiamiento de proyectos sustentables, expusieron Matías Kelly de Sumatoria y Universidad Austral; Gonzalo Martínez Cereijo de BBVA Argentina; María Virginia Romero de EL NÚCLEO – Centro de Nuevas Economías; y Germán Longuet de Banco COMAFI, bajo la moderación de Ariel Stolar de Pampa Energía: en las distintas exposiciones se destacó la inversión en energías renovables es clave para avanzar en la descarbonización de la economía, dado esto en los últimos años las entidades bancarias se volcaron al apoyo con financiamiento y emisión de “bonos verdes-sociales-sostenibles” y vinculados a la sostenibilidad para financiar proyectos de empresas medianas y pequeñas, que buscan apostar por energías limpiasy mitigar el cambio climático. 

Por ejemplo, en 2023 el BBVA Argentina financió 116.000 millones de pesos en financiación sostenible. A su vez, todos los oradores del panel coincidieron que es este tipo de conversaciones en un foro de industria hablar de desarrollo sostenible y de las finanzas sostenibles hace unos años no sucedía y menos aún que en un panel convivieran alguien del mercado capital, del mundo de la sostenibilidad de las empresas e integrantes de las finanzas en un mismo espacio.

En la misma línea, Daniel Salamone, presidente del Directorio del Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET); junto a Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA, debatieron sobre los desafíos y oportunidades que enfrenta este sector, en donde se hizo hincapié en la articulación entre los sectores público y privado para estimular el avance científico y orientar la investigación en áreas prioritarias para Argentina. En este sentido Salamone detalló que “hay dos elementos clave que el CONICET puede aportar, la vinculación tecnológica, es decir pasar del laboratorio a la transferencia de tecnologías a la sociedad, y el otro punto relevante es la capacidad de vincularse internacionalmente y en el CONICET se tiene expertise para llevar eso adelante. El CONICET tiene muchas capacidades para aportar al desarrollo de la petroquímica en Argentina con un enfoque sustentable. Un ejemplo, es el trabajo que viene realizando desde hace años la Planta Piloto de Ingeniería Química (PLAPIQUI, CONICET-Univ. Nacional del Sur) junto con el IPA. Por otra parte, trabajamos para promover el diálogo entre el Consejo y la industria con el fin de impulsar el trabajo conjunto y de ese modo fortalecer el desarrollo del país”.

Innovación

En el panel que se denominó Innovación aplicada; la moderadora María Florencia Rodríguez de YPF Química, le dio pie a Isabel Vega y Fabio Saccone de Y-TEC, los cuales detallaron que, compuesta por un 51% de YPF y un 49% del CONICET, Y-TEC es el principal organismo de promoción de la ciencia y la tecnología en Argentina, el cual se creó como el puente entre el conocimiento científico y su aplicación en la industria, en la generación de tecnologías para la industria energética. La fuerza impulsora detrás de Y-TEC reside en su equipo altamente calificado, que trabaja de manera transversal y organizada en Programas Tecnológicos de investigación y desarrollo. Este entorno de investigación de vanguardia permite a Y-TEC abordar una amplia gama de desafíos, no solo en el desarrollo de tecnologías relacionadas con el litio, sino también en otras energías renovables y soluciones para energías no convencionales, como Vaca Muerta.

El último panel de la Jornada fue el destacado “Panel Líderes de la Industria”, moderado por el Ing. Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) y del que participaron los principales “jugadores” del sector como Matías Campodónico, presidente de Dow Argentina y de región sur de América Latina. En su momento destacó que“Dow es una compañía que convierte energía en productos petroquímicos de gran valor agregado. Como reflejo de nuestro compromiso con el medio ambiente y el cambio climático, nos propusimos descarbonizar todas nuestras plantas para 2050. El desafío de la descarbonización es importante, pero alcanzable. Estamos, a nivel mundial, entre las empresas que más energías renovables consumimos. Tenemos una mirada optimista hacia adelante, porque el mundo está ávido de la energía que produce Argentina y el gas es el combustible por excelencia en la transición energética. Por eso, la innovación pasa por nuevos modelos de negocio y por la colaboración entre todos los responsables de la cadena de valor”.

Por su parte, Guillermo Petracci, director Industrial del Grupo Unipar, enfatizó que “en Unipar tenemos un compromiso permanente con el bienestar y el desarrollo de las comunidades, mediante proyectos en energías limpias, reducción y reaprovechamiento del consumo de agua potable, disminución del estrés hídrico y crecimiento en las operaciones, lo cual marcan la agenda para 2030. En este sentido estamos trabajando en la reconversión de nuestras plantas para que cuenten, para 2030, con los sistemas de producción de cloro y soda cáustica más modernos, sustentables y eficientes del mercado, que permitirán alcanzar una reducción del 30% de las emisiones para ese año. El crecimiento solo será posible si se hace con la colaboración de todos”.

Mientras, Marcos Sabelli, gerente general de Profertil, señaló que“la demanda de alimentos sigue creciendo, por ejemplo, el mundo llegó a 8 mil millones de personas a finales del 2022 y llegaremos a 10.000 millones para 2050, por tal motivo las estimaciones hablan de una demanda de 50% más de comida en las próximas décadas, lo cual significa que los fertilizantes son necesarios para transformar energía en alimentos. Creemos que es clave que cada actor busque en qué puede mejorar, en qué puede optimizar procesos, reducir impactos y agregar valor”.

Por su lado, Andrés Scarone, gerente general de Compañía MEGA S.A., indicó que “la empresa se ha consolidado como un actor principal en el segmento del midstream, desempeñando un papel crucial en la industrialización de los recursos de shale gas de la Cuenca Neuquina. Además, es el principal productor de etano del país, que constituye una de las principales materias primas de la industria petroquímica argentina. En ese rol, aprovecha los componentes líquidos asociados al gas (propano, butano y gasolina natural) para abastecer la creciente demanda interna y exportar a la región y al mundo. Por todo esto, el compromiso de Mega con la sostenibilidad y la innovación se refleja dada la expansión de la capacidad de fraccionamiento y producción de GLP (gas licuado de petróleo) como derivado del gas natural lo que demuestra su contribución a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y en la generación de energías más limpias y amigables con el medio ambiente”.

Premiación

Finalizando el día, se entregaron los “Premios P-Virtual”, la plataforma de capacitación virtual que surgió en el año 2021 como una alianza estratégica entre PLAPIQUI y el IPA con una modalidad flexible y adaptable a los tiempos actuales. En esta oportunidad se reconocieron a las empresas Profertil, PetroCuyo y Austin Powder Company, a las cuales se le entregaron becas de capacitación para cada una de ellas, que podrán destinar a la formación de estudiantes de las instituciones que deseen. A su vez se entregó una mención especial a Compañía MEGA que, valorando los cursos de la plataforma, desarrollaron módulos de capacitación en temáticas propias de la empresa.

El cierre de la Jornada estuvo a cargo de Pablo Popik, vicepresidente del Instituto Petroquímico Argentino (IPA), el cual detalló que “durante la Jornada escuchamos hablar de colaboración, desafíos, oportunidades, eficiencia; del trilema energético que es un concepto muy poderoso, se habló muchísimo de reducir las emisiones, de sostenible y rentable. Creo que a todos los que participamos de la Jornada del IPA nos queda el concepto de sostenibilidad y las necesidades de ser sostenibles y hacer las cosas sosteniblemente”.

El apoyo institucional y organizacional de empresas como Unipar, YPF Química, Profertil, Dow, Compañía MEGA, y PetroCuyo, entre otras, dan magnitud de la importancia de la Jornada del IPA. A su vez, la misma permitió el acercamiento de destacados académicos, profesionales y funcionarios nacionales que se desempeñan en los ámbitos de gestión. A su vez, la Jornada del IPA 2024 fue un evento “Neutro en Carbono”, en la cual Cyclus, consultora en economía circular y descarbonización, estuvo a cargo de los trabajos de medición y compensación de la huella de carbono de la misma.

ARGENPLÁS 2024, del 4 al 7 de junio en la Rural, fue el lugar de encuentro donde se reunieron todos los protagonistas y sectores de la industria en la Exposición Internacional del Plástico.

, Redaccion EconoJournal

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Puma Energy será el combustible oficial del Cerro Chapelco

Puma Energy será el combustible oficial del Cerro Chapelco para esta temporada de nieve 2024. La apertura de la temporada en Chapelco está prevista para el 15 de junio y se extenderá hasta el 30 de septiembre. Allí Puma Energy tendrá presencia exclusiva como combustible oficial acompañando así una de las temporadas turísticas y deportivas más importantes de nuestro país.

 “Es un placer estar presentes en el Cerro Chapelco como combustible oficial en esta increíble experiencia para todos los que disfrutan del invierno en nuestra Patagonia. No dudo de que esta será una gran temporada”, destacó, por su parte, Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy.

En este marco, Smart destacó los beneficios que tiene la app Puma Pris para quienes viajen a Chapelco a disfrutar de esta temporada de invierno patagónico ya que tienen un descuento del 10% todos los miércoles en nafta Súper, Max Premium y Ion Diésel, en las 400 estaciones que tenemos en todo el país. Además, también podrán utilizar sus puntos y canjearlos por vouchers de descuento de hasta 15.000$. La app funciona no sólo adhiriendo tarjetas de crédito o débito, sino también, y es la única, pagando en efectivo.

La temporada

Por su parte, Federico López Jallaguier, gerente de Marketing de Cerro Chapelco, sostuvo que “estamos muy contentos de contar con Puma Energy nuevamente en el cerro, porque no solo compartimos valores sino también la calidad de nuestros productos y servicios”.

Chapelco es el centro de esquí de la Argentina más premiado internacionalmente por la variedad y calidad de sus servicios. Cuenta con una moderna infraestructura que permite disfrutar de la montaña con un variado menú de experiencias.

La montaña cuenta con 28 pistas acondicionadas diariamente, con pendientes para todos los niveles, entre bosques de lengas que las protegen del viento y le dan un paisaje único.  Ofrece además un snowpark para la práctica de freestyle.

Para este año, Chapelco preparó una gran agenda.  El 31 de agosto será la 37° edición del Tetratlón de Chapelco, un evento deportivo de gran importancia que recorre 85 Km, en un marco natural inigualable, que comprende el Cerro Chapelco, el Parque Nacional Lanín, parajes de comunidades mapuches, el lago Lacar y la Ciudad de San Martín de los Andes.

También habrá actividades exclusivas en las que los esquiadores tendrán la oportunidad de disfrutar del cerro al amanecer, como también esquiar de noche y aprovechar las instalaciones de forma exclusiva. Además, están programados grandes encuentros de after ski con música al atardecer y sunsets con barra de hielo para disfrutar en la nieve con la presencia de DJs en vivo.

, Redaccion EconoJournal

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Martín Brandi, CEO de PCR, sobre los contratos sin intervención de Cammesa: “Es importante que antes se saneen las distribuidoras”

PCR acaba de inaugurar el Parque Eólico San Luis Norte, que demandó US$ 210 millones y, a partir de 25 aerogeneradores, tiene una capacidad instalada de 112,5 megawatts (MW), el equivalente a un tercio de la electricidad que consume la provincia puntana. El 51% corresponde a PCR y el 49% restante a la metalúrgica ArcelorMittal Acindar. En una entrevista con EconoJournal en la localidad de Toro Negro, donde está ubicado el parque, el CEO de PCR, Martín Brandi, analizó la actualidad del sector eólico y solar y contó los proyectos que tiene por delante la compañía, que con casi 527,4 MW instalados es la segunda generadora de energía renovable del país.

“Es importante que las distribuidoras no sólo cobren el costo, sino que también paguen la energía si el gobierno quiere otro rol de Cammesa y que las compañías de generación firmen contratos con distribuidoras”, señaló Brandi sobre la intención del gobierno de otorgarle un nuevo rol a Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista.

Para robustecer al sector de generación, Brandi también propone incorporar a los grandes usuarios de la red de distribución al Mercado a Término de Energías Renovables (Mater). Describió el original proyecto que quiere desarrollar PCR para repotenciar la Estación Transformadora de Olavarría, que permitiría el ingreso de 440 MW renovables nuevos en una línea que hoy está saturada. Brandi dirige una compañía con más de 100 años en el negocio petrolero en la Argentina, desde 1952 produce cemento y desde 2016 desembarcó en la generación de energías renovables.

¿Qué fue el proceso que llevó a la inauguración de este nuevo parque eólico?

Hace dos años esto era campo y hoy hay un parque eólico funcionando con los estándares más altos a nivel mundial. Lo hicimos con mucho profesionalismo porque logramos armar un equipo que alcanzó el objetivo en tiempo récord y atravesando dificultades como las restricciones en el SIRA (Sistema de Importaciones de la República Argentina).

¿Qué proyectos tiene ahora la compañía?

El año pasado inauguramos tres parques eólicos, ahora el San Luis Norte y ojalá que este año también podamos comenzar a construir uno nuevo. Es parte de la prioridad de despacho otorgada, estamos trabajando en la ingeniería hace algunos meses y tenemos muchas ganas de comenzar la construcción del Parque Eólico Las Escondida (provincia de Buenos Aires, 110 MW de potencia), que tiene la prioridad otorgada en el Mater. Estamos trabajando en la venta de energía y el financiamiento para poder empezar este año. También tenemos 440 MW de prioridad de despacho otorgado que incluye una obra de ampliación de la capacidad de transporte.

¿Cómo es ese proyecto?

Estudiamos el sistema interconectado y detectamos un cuello de botella que si lo podemos levantar permitiría la inyección de 440 MW de generación eólica en las mejores zonas de la provincia de Buenos Aires, que son Bahía Blanca y Olavarría. El proyecto en concreto es una potenciación de la Estación Transformadora de Olavarría. Haciendo historia, las líneas de 500 kilovolt (kV) que vienen del Comahue están diseñadas para dejar la energía en Olavarría y esas mismas líneas siguen para Buenos Aires. Los capacitores que se instalaron tenían previsto que las líneas dejen en Olavarría menos energía. Apareció la eólica y Olavarría pasó a ser un nodo inyector. Este lugar dejó de ser un punto donde se deja la energía y podría ser de generación e inyección. Reemplazando los capacitores permitiría que la misma línea transporte 440 MW adicionales. Es una obra compleja, cara y lleva un tiempo largo de ejecución.

Cammesa

El gobierno tiene en carpeta que Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, vuelva a tener un rol como administrador de un mercado energético libre. Similar a la función que tuvo en su creación en 1992. De este modo, por ejemplo, la Argentina iría a un mercado energético con contratos directos entre los generadores y distribuidoras, sin la intermediación de Cammesa. La intención del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, es que la administradora se encargue del despacho de energía pero que deje de comprar combustible líquido para generación. El CEO de PCR se refirió sobre el tema.

¿Qué análisis hace sobre el cambio de rol de Cammesa que propone el gobierno?

Es positivo que se trate de ordenar que las distribuidoras cobren lo que cuesta la energía y, por lo tanto, tengan capacidad de pagar por la energía. Es importante que se saneen las distribuidoras antes de que reciban los contratos, porque hacerlo de manera apresurada podría no salir bien. Ojalá se den los pasos en el orden indicado, pero saneado el mercado. Es decir, que las distribuidoras cobren la energía lo que cuesta y no estén dependiendo de subsidios o de no pagar la energía para cerrar las cuentas a fin de mes. Es importante que estos pasos se den y que haya previsibilidad y orden. Si esto se hace de otra forma o de un día para el otro, sería un golpe para el sector.

Además de lo que perciben las distribuidoras, ¿qué otras cosas tendría en cuenta en la transición hacia el nuevo rol de Cammesa que quiere implementar el gobierno?

El primer paso es que las distribuidoras cobren lo que cuesta la energía y ese camino no está totalmente recorrido. Segundo, que las distribuidoras muestren un comportamiento de pagar la energía. Es decir, no sólo que la cobren sino que también la paguen. Tercero, que esto se sostenga en el tiempo y puedan construir una capacidad crediticia. Es decir, que los generadores que les vendan energía tengan un cliente que es sujeto de crédito, porque si uno quiere buscar financiamiento y el que te va a financiar en el exterior no lo ve como un sujeto de crédito va a ser muy difícil que otorguen financiamiento para nuevos proyectos. Si este pasaje se hace antes de que las distribuidoras se conformen como sujeto de crédito, va a limitar la capacidad de invertir, porque se va a analizar que los generadores le venden energía a alguien que no es sujeto de crédito. No lo eran, están camino a serlo, para luego transferirse los contratos. Si no, se afectaría la capacidad de inversión y de atraer capital de afuera en forma de deuda para canalizar nuevos proyectos.

¿Esta transición de Cammesa la ve más en el corto, mediano o largo plazo?

Creo que lo importante es que se conozcan los pasos rápido, pero que se vaya avanzando con el tiempo. Entiendo que el espíritu de la Secretaría de Energía es dar a conocer las medidas lo antes posible, pero no necesariamente son de aplicación inmediata. Se tienen que dar los pasos, pero sabiendo hacia dónde vamos.

Mater y nuevas líneas de transmisión

¿Cómo ve el Mater en la actualidad?

Nos sentimos muy cómodos. El tema es que se va a encontrar con un fuerte cuello de botella con la demanda de los grandes usuarios porque es limitada. Por eso sería muy interesante incorporar a los grandes usuarios que están en las redes de distribución. Está previsto en la normativa, pero estaría bueno que se avance en facilitar aún más la comercialización entre un generador y los grandes usuarios de distribución. Ellos hoy pagan el costo de la energía. Mi idea es que las distribuidoras le facturen el servicio de distribución y que tengan una factura de Cammesa por la energía. Nosotros (generadores) le haríamos una propuesta que es superadora a lo que tienen hoy, que pagan el costo medio del sistema. Con esto, habría más demanda para los generadores.

¿Qué dimensión tiene esa demanda?

Calculamos en más de 1.000 MW. Es un mercado donde ya estamos en los grandes usuarios, pero en los grandes usuarios de la distribución la penetración de las renovables es baja. Quizá piensan que estando bajo el paraguas de una distribuidora tienen algún beneficio que perderían si hacen un PPA (Power Purchase Agreement, por sus siglas en inglés) de forma directa. Esto para nada es así, pero estaría bueno favorecer ese entendimiento.

¿Qué análisis hace sobre cómo superar el cuello de botella en el transporte de energía en el país, que es un gran limitante para el crecimiento de las renovables?

Es un cuello de botella, es cierto. Se buscaron soluciones transitorias. Pero tenemos que encontrar un marco que favorezca al desarrollo de nuevas líneas. Este problema no es sólo de la Argentina. Pero sería interesante que, además de mecanismos para financiar nuevas líneas, se avance en buscar tecnología para aprovechar al máximo lo que ya tenemos, como por ejemplo nuestro proyecto en Olavarría, que en el costo está incluido el aumento de la capacidad de transporte. Si bien no es una nueva línea, permite transmitir más energía. Son proyectos que se pueden hacer hasta que se vayan completando la línea AMBA I y Vivorata – Plomer.

, Roberto Bellato

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Argentina se posicionó en su mejor resultado histórico en el índice que evalúa el atractivo de las inversiones mineras

La Secretaría de Minería publicó un trabajo de análisis histórico de los resultados del índice Fraser, cuya última edición posicionó al país en su mejor performance relativa en toda la región, quedando 7 puestos por encima de Brasil y 16 puestos por encima de Chile y como la cuarta región más atractiva para las inversiones mineras a nivel mundial. En este sentido, Argentina mejoró su atractivo para inversiones mineras respecto del año previo en un 24,2%, siendo junto a Estados Unidos y Canadá, los únicos tres países con mejores resultados en el último año. Asimismo, en la última publicación del […]

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El ranking de las áreas gasíferas más productivas de Vaca Muerta

El gas no convencional gana espacio mientras espera las obras de transporte para un nuevo despegue. ¿Qué empresas lideran esos yacimientos? La riqueza de los recursos de Vaca Muerta permitió a la Argentina continuar con su perfil gasífero potenciado hace 50 años con el yacimiento de Loma La Lata, que marcó la transformación de la matriz energética del país. En la actualidad una nueva era se está desplegando con el gas no convencional de la Cuenca Neuquina, con una creciente participación respecto de la producción nacional. La producción de gas en abril fue de 92,32 millones de metros cúbicos por […]

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Propuesta de matriz para medir el impacto de las explotaciones de recursos naturales

El análisis integral de cuestiones complejas como lo son las explotaciones de recursos naturales y los impactos que estas pueden producir en el territorio argentino resulta difícil de abordar. Estos impactos muchas veces son difíciles de cuantificar y esquematizar debido a la complejidad y cantidad de sectores afectados (económico, social, ambiental, geopolítico, regional, etc.), como así también las múltiples incidencias que estos impactos pueden tener en los mencionados sectores.

Dicha complejidad hace que hoy en día sea difícil encontrar a priori una herramienta capaz de mostrar gráficamente en forma unificada, sencilla y concisa los distintos tipos de impactos que generan las explotaciones de recursos naturales en el territorio argentino y su grado de afectación respecto de cada sector.

Sin embargo, en el campo ambiental y más precisamente en los procedimientos de evaluación de impacto ambiental, existe un método que adaptado a los casos de explotaciones de recursos naturales podría servir como herramienta útil capaz de lograr la identificación de las afectaciones producidas por estas en el territorio argentino y su cuantificación. Se trata de la denominada “Matriz de Leopold”.

Matriz de Leopold

La Matriz de “Leopold” es una herramienta que se utiliza en los procedimientos de evaluación de impacto ambiental de un proyecto para analizar la factibilidad de su ejecución, desarrollo, evaluación de costos, beneficios ecológicos y posibles impactos ambientales entre otras cuestiones. Es muy útil para la valoración, evaluación y clasificación de impactos ambientales de proyectos o acciones determinadas estableciendo un diagnóstico ambiental durante un tiempo determinado. Dicha herramienta fue desarrollada por el ingeniero norteamericano Luna Leopold en la década de 1970, como parte de un nuevo enfoque ambiental en la gestión de los recursos naturales.

Por lo general este tipo de matrices consisten en cuadros de doble entrada que indican por un lado los factores ambientales y por el otro las acciones propuestas en filas y columnas respectivamente, con el objetivo de evaluar los posibles y eventuales impactos que cada una de esas acciones (indicadas en el eje de las “y”) pueden tener sobre los distintos factores ambientales (indicados en el eje de las “x”) y su magnitud e importancia. Es decir, en las columnas se enumeran las acciones que podrían tener algún tipo de impacto y en las filas, los factores o sectores que podrían verse impactados por dichas acciones.

Funcionamiento

Cada celda de la matriz es el resultado de la intersección entre las filas y las columnas en función del tipo de impacto. De la intersección resultante se puede establecer una valoración designada con números o letras. Si se hace mediante el uso de números, se les puede dar valores a las celdas de 1 a 10 siendo 1 el impacto mínimo y 10 el máximo impacto positivo o negativo. En cambio, si se hace mediante el uso de letras, “A” puede significar alto impacto, “M” impacto medio, “B” bajo impacto y “O” impacto neutro. Luego, pueden realizarse anotaciones, justificaciones, conclusiones y recomendaciones de la matriz indicando de qué forma impacta cada acción en cada campo y cómo podrían mitigarse los impactos negativos. Cabe destacar que las estimaciones realizadas a partir de este tipo de herramienta se realizan desde un punto de vista subjetivo, ya que, por lo general no existen criterios de valoración predeterminados por parte del evaluador.

Lucas Panno

Ahora bien, la industria hidrocarburífera forma parte de las diversas actividades de explotación de recursos naturales que se desarrollan actualmente en la Argentina. Como actividad extractiva, principalmente de petróleo, gas natural y GLP, las explotaciones de estos energéticos producen diversos impactos en el territorio principalmente en los aspectos social, económico, ambiental y geopolítico, entre otros. Algunos de estos impactos son positivos y otros, negativos.

Impacto

Entre los principales impactos económicos en las regiones productoras se pueden mencionar la generación de ingresos por regalías, impuestos, tasas, contribuciones y cargas similares y la actividad económica motorizada por los buenos ingresos salariales de los trabajadores y de las empresas de servicios ubicadas localmente. Muchas veces, los ingresos recibidos a nivel provincial se ven limitados con la fijación de precio que realiza el Estado Nacional. Dicha política pública impacta negativamente en el desarrollo regional ya que restringe el ingreso por regalías provincial y la captura de renta de las empresas productoras. Ello genera reducción de inyección de dinero en la región, merma en la producción, reducción de puestos de trabajo, etc.

Asimismo, dicha actividad hidrocarburífera genera un movimiento económico en las regiones de la Argentina que se desarrolla no sólo a partir de la propia actividad hidrocarburífera sino a través de pequeñas y medianas empresas que prestan servicios tercerizados (profesionales, arquitectos, ingenieros, servicios diversos, salud, seguridad e higiene, transporte, etc.) a las empresas de la propia actividad hidrocarburífera. Dicho movimiento económico genera multiplicación de puestos de trabajo y actividades comerciales que nutren a la región y obligan a dotarla de infraestructura básica (caminos, comunicaciones, viviendas, agua, electricidad, gas natural, cloacas, etc.).

También, se producen impactos en las comunidades y grupos poblacionales cercanos al área de explotación. En dichas comunidades se encuentran los pueblos originarios y los criollos que habitan actualmente en esas regiones. La existencia de pueblos originarios puede generar, debido a su cosmovisión, costumbres y cultura, puntos de conflicto con propietarios y superficiarios locales en torno al uso de la tierra y, en particular, con las empresas hidrocarburíferas.

Por otra parte, la actividad hidrocarburífera interactúa con los ecosistemas y el resto de la naturaleza por el riesgo de impacto en el ambiente que representa, afectándolo. Estas afectaciones surgen a partir de las propias etapas productivas del yacimiento y el transporte del producido. Por lo general, estas actividades presentan un riesgo de impacto negativo en el ambiente ya que existe la posibilidad de producir daños, como por ejemplo la degradación y movimiento de suelos, la contaminación de aguas subterráneas, afectación de la flora y fauna regional, etc.

Las políticas de integración energética también generan un impacto económico y geopolítico para la Argentina. A nivel nacional, será positivo si la Argentina logra un mayor volumen de exportaciones consumadas de hidrocarburos que permitan el ingreso de divisas; será negativo, en cuanto Argentina deba importarlos utilizando divisas propias a precios internacionales.

Ahora bien, a partir de la confección de una matriz de impacto basada en el modelo de “Leopold” descripto anteriormente, se pueden identificar actividades de la propia actividad hidrocarburífera que generan impactos positivos/negativos y sectores afectados por estos. Luego, mediante el uso de colores se puede vincular cada actividad con un sector en función del tipo de impacto. De esa forma, puede mostrarse metodológicamente la relación que existe entre los impactos generados por la propia actividad, que pueden ser positivos o negativos y los sectores impactados.

Luego, bajo el título “Matriz de Impacto Positivo / Negativo” puede esquematizarse una matriz de impacto, mostrando en forma sencilla y unificada la relación entre impactos de la actividad hidrocarburífera en el territorio y sectores afectados. En el eje de las “y” (columna) se incluyeron acciones que generan impactos bajo el título Acciones / Intervenciones y en el eje de las “x” (fila), sectores afectados o impactados bajo la denominación Sectores Impactados. Las filas (acciones / intervenciones) se relacionan con las columnas (sectores afectados) mediante el uso de colores. Cada color representa el tipo de impacto. Así, el color i) verde fuerte indica impacto muy positivo; ii) verde claro, impacto positivo; iii) blanco, que no hay impacto positivo ni negativo; iv) rojo claro, impacto negativo; v) rojo fuerte, impacto muy negativo y vi) amarillo representa impacto positivo o negativo según el caso. De esta forma se pueden relacionar gráficamente los impactos producidos por cada acción.

Matriz de Impacto Positivo / Negativo

En detalle, puede verse que en el eje de las “y” de la Matriz se identificaron dieciséis (16) acciones y se dividieron en estructurales y no estructurales. Siguiendo la concepción tradicional, en esta categorización se consideró como “estructural” todo lo que se relaciona con el yacimiento, su construcción y ejecución, el transporte de producción y adecuaciones de infraestructura regional y como “no estructural”, aquello que tiene que ver con planes de acción, creación y aplicación normativa, difusión, educación, etc. Es decir, por estructural se entiende toda acción patente y tangible mientras que por no estructural, aquellas intervenciones que no se materializan per ser sino sus resultados y aplicación. 

Por otra parte, cabe destacar que se incluyó como estructurales y no estructurales los aspectos económico y social pese a que en dicha interpretación tradicional no son considerados como tales.

En el campo económico, será estructural la inyección y aporte de masa de dinero que la propia actividad hidrocarburífera genera en el territorio argentino. Por un lado, se encuentra la inyección de dinero de parte de los trabajadores de la actividad y de las empresas que realizan sus trabajos en el territorio mientras que, por otro, los aportes que reciben las provincias y municipios derivados de regalías, impuestos provinciales y otros ingresos que perciben en su carácter de responsables del territorio. Por su parte, serán no estructurales las políticas públicas respecto del comercio exterior del producido de la actividad hidrocarburífera.

En el campo social, serán estructurales los movimientos demográficos que se generan en las regiones de Argentina como consecuencia de la presencia de la actividad hidrocarburífera; no estructurales, las afectaciones de dicha actividad en la sociedad, ya sea incrementando puestos de trabajo y la diversidad productiva regional como también generando reclamos y puntos de conflicto de sectores que se oponen al extractivisimo. 

Ahora bien, las acciones e intervenciones estructurales comprenden: 1) ejecución y operación de yacimientos, 2) gasoductos, oleoductos y plantas de tratamiento, 3) adecuación de localidades e infraestructura, 4) inyección de masa de dinero en la región por la actividad, 5) renta, regalías y otros y 6) aumento de habitantes en la región. Los no estructurales, comprenden: 7) políticas públicas nacionales y provinciales, 8) políticas nacionales y provinciales restrictivas, 9) políticas nacionales y provinciales favorables, 10) control regulatorio, 11) comercio exterior – importación de hidrocarburos, 12) comercio exterior – exportación de hidrocarburos, 13) comunicación, opinión pública y construcción de confianza, 14) reclamos de pueblos originarios y otras formas de expresión, 15) otros sectores que se oponen al extractivismo y 16) generación de puestos de trabajo.

Por último, en el eje de las “x” se identificaron nueve (9) sectores afectados que comprenden: a) nación b) provincia, c) territorio, d) sociedad, e) economía, f) ambiente, g) geopolítica, h) trabajadores e i) pueblos originarios. Cabe destacar que el identificado como “Pueblos Originarios” ha sido considerado en el presente análisis solamente para el caso en que la actividad hidrocarburífera se desarrolle en su propiedad comunitaria o en un territorio susceptible de ser reclamado como tal.

La actividad

Como puede verse, la actividad hidrocarburífera produce impactos positivos o negativos en los campos social, económico, territorial, ambiental y geopolítico, entre otros de las distintas regiones de Argentina. En función de ello y de la interdisciplinariedad del tema analizado se eligieron las categorías respectivas.

En razón de lo expuesto, una matriz de impacto como la presentada anteriormente puede servir como método capaz de mostrar los distintos impactos que generan las explotaciones de recursos naturales en el territorio a través de una comparación entre acciones y sectores impactados, donde cada color refleje una afectación (positiva, negativa o neutra) en función del tipo de impacto.

Dicho método es una herramienta útil particularmente para el sector hidrocarburífero argentino ya que de una manera gráfica, sistémica y sencilla este puede esquematizar los impactos de la propia actividad en un solo cuerpo en el que se vea en conjunto el grado de afectación de cada acción y su relación con los demás campos.

Cabe destacar que la matriz podría contar con cierto grado de subjetividad en la elección de elementos a partir de la propia percepción del equipo evaluador (rasgo característico de este tipo de herramientas en general como se ha mencionado anteriormente). Esto podría traer aparejada una baja representatividad y desequilibrio de las variables seleccionadas.

La representatividad o realismo en el uso de este tipo de método resulta en general una complejidad adicional que surge a partir del eventual desequilibrio que podría haber en la evaluación del peso de las distintas variables en cuanto a su impacto. Hay que tener en cuenta que la elección de cada una de las variables la realiza un equipo evaluador que, a partir de una valoración de tipo subjetiva, define la graduación de representatividad de cada valor.

Sin embargo, en el método aquí propuesto la eventual subjetividad en la asignación de valores puede llegar a adquirir cierta objetividad si el equipo evaluador es interdisciplinario. Esto ayudaría a disminuir y equilibrar el grado de subjetividad de la matriz aportándole mayor realismo. De esta forma y con la articulación de un equipo evaluador multidisciplinario compuesto por profesionales, asistentes sociales, comunicadores, miembros de comunidades originarias, representantes de superficiarios, etc. se podría lograr una valoración y elección de variables integral, donde todos los sectores estén representados.

En suma, resulta posible mostrar sencilla y unificadamente los distintos impactos de una actividad compleja (la hidrocarburífera) en un territorio complejo (el argentino) mediante la utilización de una matriz de impacto (método propio de las evaluaciones de impacto ambiental). Dicha herramienta podría contar con cierto grado de subjetividad en la elección de las variables que puede ser superado si el equipo evaluador es interdisciplinario. De esta forma, se tendería hacia escenarios más realistas gracias al enfoque multidisciplinario en la evaluación de dichas variables que se incorporen en la matriz para que exista un balance y mayor representatividad de los sectores.

, Lucas Panno

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Por la quita de subsidios a la luz y el gas, analistas estiman que la inflación de junio tendrá un piso de 6%

El Gobierno avanzó este miércoles en su plan de transición en el sector energético para reducir el gasto en subsidios. Lo anunciado puede redundar en subas mayores al 100% en las boletas que pagan los usuarios, que tendrán efecto sobre el costo de vida. Tras varios congelamientos, el Gobierno avanzó en el esquema de transición para quitarles los subsidios a los usuarios residenciales de los sectores medios y bajos. Según cálculos privados, las boletas podrían llegar a aumentar un 100% y tendrán impacto en los números de inflación de este mes y los siguientes. Los analistas privados consideran que la […]

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La demanda global de grafito se retorna al óxido de las baterías

El protagonismo que el mineral está teniendo en los ánodos de baterías hace que el grafito continúa ganando terreno en el ámbito minero, esto que alimenta la perspectiva de crecimiento a corto plazo. Ante esto, se prevé que en un contexto de transición energética, la demanda de carbón negro se duplicaría en 2030 y alcanzaría niveles de 13 Mt en 2040. China domina la extracción y explotación del graffiti y representa el 80% de la producción mundial, lo que supone una limitación. Sin embargo, una de las principales empresas que consumen grafito en la actualidad es la industria de los […]

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Figueroa y Francos se reúnen para destrabar la Ley Bases

El encuentro se realizará este miércoles en Casa Rosada. Se espera que hablen además del Impuesto a las Ganancias y la obra pública. El gobernador de Neuquén Rolando Figueroa y el Jefe de Gabinete, Guillermo Francos se reunirán este miércoles en Casa Rosada para dialogar, entre otros temas, sobre la Ley Bases que aún no tiene dictamen en el Congreso Nacional. El encuentro está previsto para las 15, donde Francos al reunirse con uno de los gobernadores claves de Vaca Muerta, buscará sumar más apoyo para que en el Senado los diputados nacionales que representan a Neuquén den su voto […]

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Neuquén anunció el proyecto de Circunvalación Petrolera con el apoyo de Vista en su lanzamiento

Se trata de una iniciativa para construir una nueva ruta y circunvalar a Añelo, a partir de la pavimentación de la ruta provincial 8 junto con la ruta provincial 17, en una extensión de 63 kilómetros. El gobernador de la provincia del Neuquén, Rolando Figueroa, anunció el inicio del proyecto “Circunvalación Petrolera”, y comunicó que Vista es la primera operadora en sumarse a la iniciativa, la cual pavimentará seis kilómetros de la traza que utiliza diariamente. El entendimiento se oficializó hoy en la Casa del Neuquén en Buenos Aires entre Figueroa y el fundador, presidente y CEO de Vista, Miguel […]

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«Santa Cruz enfrenta desafíos infraestructurales en Palermo Aike»

El ministro de Energía, Jaime Álvarez, advierte sobre la necesidad de grandes inversiones en oleoductos y tendidos eléctricos para explotar el yacimiento no convencional de petróleo y gas. Jaime Álvarez, ministro de Energía, compareció en el programa “Qué” de Radio Vanguardia para hablar sobre los primeros meses de gestión y la situación actual de la minería tras el anuncio de la salida de YPF de la zona norte de Santa Cruz. Álvarez primero se refirió a la situación “muy complicada en estos meses” debido a varios motivos, fundamentalmente en el flanco norte de la provincia de Santa Cruz. “Como lo […]

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Comienza a producir carbonato de litio el mes próximo el proyecto de la francesa Eramine en el salar Centenario-Ratones en Salta

La compañía minera Eramine, del grupo francés Eramet, está a punto de anotar varios hitos con su proyecto en el salar Centenario-Ratones en Salta. Se trata del primer proyecto de litio que entrará en producción en la provincia y el cuarto a nivel país. También será el primero de litio de una empresa europea en la Argentina, además de ser el primero en el país en utilizar un método de extracción directa de litio (DLE) a escala industrial. Mientras tanto, la empresa sigue con detenimiento las discusiones en el Congreso en torno al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) en el proyecto de Ley de Bases y Puntos de Partida. En diálogo con EconoJournal, el Delegado General de Eramet en la Argentina, Miguel Gimenez Zapiola, celebró la iniciativa del gobierno en cuanto al RIGI, pero marcó su preocupación por el déficit en infraestructura.

Centenario Ratones

El comienzo de la producción en el salar de Centenario-Ratones esta pautado para el tres de julio. El proyecto alcanzará su capacidad de producción máxima anual de 24.000 toneladas de carbonato de litio grado batería en 2025. Además de transformarse en el cuarto proyecto en producción en el país, transformará a Salta en la tercera provincia en producir litio luego de Jujuy y Catamarca.

Eramine utilizará allí un método de extracción directa de litio desarrollado por el grupo Eramet en Francia. A diferencia del método convencional y más difundido de obtención de litio por evaporación del agua en superficie, la tecnología de DLE desarrollada por Eramet implica la extracción de la salmuera del salar para su procesamiento químico en una planta. Es un proceso que permite reciclar hasta el 60% del agua insumida, por lo que requiere menos agua que con los métodos convencionales por evaporación. «Es una tecnología más amigable con el ambiente y eficiente», explicó Gimenez Zapiola.

La planta de Eramine en Centenario-Ratones.

La inversión total en el proyecto ascenderá a más de US$ 800 millones. De esa cifra, US$ 318 millones fueron absorbidos por proveedores en el país. Las instalaciones se ubican a 316 kilómetros de la capital de Salta, en el departamento de Los Andes, a 4000 metros de altura sobre el nivel del mar. El proyecto tendrá una vida útil productiva mayor a 40 años.

Respaldo al RIGI

La orientación que el presidente Javier Milei le está imprimiendo a la economía argentina despierta expectativas en el extranjero. Gimenez Zapiola celebró que el país este discutiendo un régimen para fomentar las inversiones. “Eso es inédito en la Argentina política de los últimos años, aplaudo que el Congreso debata esto”, afirmó.

Para el delegado de Eramet en el país la falta de volumen político del oficialismo en el Congreso y las gobernaciones es un dato que se tiene en cuenta en la medida que embarra la discusión del RIGI. “La oposición se está midiendo con el oficialismo y el oficialismo con sus propios aliados. Es difícil hacer un análisis específico y enfocado en el RIGI sin ver todo esto, pero aplaudo que esta discusión esta sucediendo”, analizó.

Déficit en infraestructura

Las empresas siguen analizando y discutiendo la letra chica del RIGI tras la obtención del dictamen para la Ley de Bases en el Senado. Gimenez Zapiola no duda que la aprobación del régimen hará que haya más proyectos mineros de litio y cobre, pero advierte que no esta habiendo suficiente discusión sobre cómo construir la infraestructura que será necesaria para ejecutar nuevos proyectos.

El freno a la obra pública explica en buena medida esa preocupación. “Creo que hay un potencial cuello de botella que la Argentina necesita resolver, que además es una gran incógnita hoy, porque el gobierno tiene una posición tomada respecto a la infraestructura, que quede en manos de los privados”, dijo.

“Necesitamos sentarnos Nación, provincias y empresas de las distintas industrias en una mesa para ver cómo resolvemos esto y poder aprovechar a pleno las oportunidades. La industria minera no puede desarrollarse sin infraestructura”, concluyó.

, Nicolás Deza

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Soloaga valoró la decisión política del gobernador Claudio Vidal para frenar la suba de las tarifas de gas

En las últimas horas, el presidente de la Comisión de Fomento de Cañadón Seco, Jorge Soloaga, se refirió a las gestiones que impulsó el gobernador Claudio Vidal para frenar la suba en las tarifas de gas en la provincia de Santa Cruz. Destacó la importancia del recurso de amparo que presentó el Gobierno Provincial ante la Justicia Federal, y subrayó que resolución judicial que establece que el incremento no podrá superar el 300 por ciento. En diálogo con la Prensa de Santa Cruz, el Comisionado de Fomento de Cañadón Seco, se refirió al reciente fallo de la justicia que pone […]

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Emplea Neuquén: la Provincia y PAE lanzan un programa de formación en oficios técnicos

Beneficiará a 1500 neuquinos, mayores de 18 años. Se ofrecerán capacitaciones técnicas vinculadas a la industria energética con el objetivo de mejorar las condiciones de empleabilidad. El gobierno de la provincia y Pan American Energy (PAE) firmaron un convenio que pondrá en marcha el “Plan integral de promoción y fortalecimiento de oficios técnicos” vinculadas a la industria energética y dentro de las acciones del plan provincial Emplea Neuquén. La firma del convenio, que tendrá vigencia por dos años, fue suscripta por el gobernador Rolando Figueroa, el ministro Lucas Castelli, y el Group CEO, Marcos Bulgheroni; y el vicepresidente corporativo de […]

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Lago Argentino: detectan la presencia de hidrocarburos y suspenden la navegación de un buque turístico

Cerca del glaciar Perito Moreno, en abril pasado denunciaron lo que parecía rastros de contaminación en el agua; ordenan realizar más muestras. Luego de que el informe elaborado por Bomberos de la Policía Federal confirmó la presencia de hidrocarburos en las aguas del lago Argentino, en El Calafate, el juez federal Marcelo Vázquez suspendió la operatoria del buque Alacalufe y ordenó que sea inmediatamente retirado del agua. Además, entre otras medidas cautelares pedidas por la Fiscalía Federal de Río Gallegos, a cargo del fiscal subrogante Julio Zárate, la Administración de Parques Nacionales deberá elaborar un informe técnico como parte del […]

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Las principales entidades públicas y privadas debatirán el futuro de las renovables en el mega evento FES en Colombia

Una vez más, Future Energy Summit (FES) llega a Colombia con una propuesta de alto nivel enfocada en promover el diálogo en torno a la transición energética con fuentes renovables. 

Se trata del evento denominado Future Energy Summit Colombia (FES Colombia) que se llevará a cabo en el salón de conferencias del Hotel Marriott Bogotá, el martes 29 y el miércoles 30 de octubre de este año.

Durante estos dos días, habrá una amplia variedad de oportunidades de networking y se realizarán entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales que abordarán los temas más apremiantes que atraviesa la industria de las energías limpias.

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De esta forma, ofrecerá el escenario ideal para que empresarios y representantes de entidades públicas exploren sinergias en pos de nuevos negocios sostenibles.

En efecto, importantes players del sector ya confirmaron su participación como partners destacados. Algunos de ellos son: Adrián Correa, Director General de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME); Raul Lancheros, Director de Asuntos Sectoriales de Acolgen; Mónica Gasca, presidenta de la Asociación Colombiana de Hidrógeno (H2 Colombia)Carlos Javier Rodríguez, Country Manager de Enerfin y Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión Comercial e Innovación del Grupo Energía Bogotá (GEB).

Durante la cita, se espera que el director de la UPME revelé las últimas novedades en materia de regulación, tras confirmar en diálogo con Energía Estratégica, su compromiso por avanzar en la diversificación de la matriz energética para reducir la dependencia hidroeléctrica a través de la adopción y penetración de energías renovables. 

A su vez, Mónica Gasca, compartirá cómo viene trabajando la Asociación Colombiana de Hidrógeno (H2 Colombia) para impulsar más proyectos de este vector energético y cumplir con las metas establecidas para 2030.

A su turno, Raul Lancheros, Director de Asuntos Sectoriales de Acolgen explicará por qué es necesario en Colombia el lanzamiento de nuevas subastas de largo plazo para la ejecución de nuevos proyectos renovables.

Por su parte,  Carlos Javier Rodríguez el experto en energías renovables con más de 18 años de experiencia dentro Enerfín filial del Grupo Elecnor, explicará el importante rol que juegan la innovación constructiva y el desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector energético de la región Andina. 

También, dirá presente Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión Comercial e Innovación del Grupo Energía Bogotá (GEB), quien en oportunidades anteriores destacó en diálogo con Energía Estratégica, el fuerte apetito de los inversores por montar proyectos limpios en el país y el clima de negocios que se vive en eventos organizados por Future Energy Summit.

Además, asistirán portavoces de importantes empresas tales como: Sungrow, Huawei, Chint, Seraphim, JA Solar, Nextracker, Chint, Solis, Trina Solar, Solis, Runergy, GCL, Nordex Group, UL Solutions,  ISA, Jinko Solar, Canadian Solar, FMO,  Enermant, ZNShine, Enerfín, Wärtsilä​​, DIPREM, entre otras.

En línea con esta convocatoria de lujo, disertantes de envergadura se subirán al escenario para formar parte de los paneles de debate y cientos de asistentes podrán participar en los más sofisticados espacios para networking. 

¡No te pierdas la oportunidad de asistir al megaevento!

Adquirí tu entrada para acceder al Future Energy Summit Colombia, 29 y 30 de octubre en el hotel Marriott Bogotá a través de este link.

 

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Para inversionistas del Caribe: subastan seis activos de energía solar y BESS en las Islas Vírgenes de los Estados Unidos

Las Islas Vírgenes de los Estados Unidos (USVI) están atravesando un estado de emergencia. En los últimos meses, las agencias gubernamentales independientes se vieron impedidas de pagar oportunamente a la Autoridad de Agua y Energía (WAPA) por sus servicios, lo que afectó la capacidad de WAPA para pagar a proveedores críticos, repercutiendo en una reducción de la generación de energía.

Para estabilizar la producción eléctrica y garantizar la seguridad así como el funcionamiento de servicios críticos para sus residentes, el gobierno precisa acelerar la incorporación de nuevos proyectos de energía y asegurar la producción de las centrales existentes.

En ese contexto, VIElectron LLC, una empresa de CB Loranger Companies, contratada por WAPA para desarrollar y construir seis proyectos solares y BESS, cerró un acuerdo con Accion Group para convocar a una subasta pública de estos activos de capital por un tiempo limitado.

En líneas generales se tratan de proyectos ubicados en las tres Islas Vírgenes de los EE. UU. más grandes: St. Croix, St. Thomas y St. John. La capacidad que suman es de 128 MW DC solares y 63,2 MWh de almacenamiento en baterías, que en conjunto cubrirán un poco menos del 40% de la demanda de electricidad de las USVI.

Según precisa Christian B. Loranger, Owner & CEO de VIElectron LLC, en una carta dentro de la plataforma de subasta, los acuerdos de compra de energía para cada proyecto se ejecutan en su totalidad entre VIElectron LLC y WAPA a una tarifa fija de $0,109 por kWh de exportación neta durante 25 años, sin escalamiento. Se estima que el total de kWh/año para los seis proyectos es de 247.500.000 kWh/año, lo que arroja unos ingresos anuales estimados de 26,98 millones de dólares.

Además, existen acuerdos de arrendamiento de baterías para el uso de un total de 14 sistemas Honeywell BESS. Los ingresos anuales totales por el arrendamiento de baterías se contratan en 5,28 millones de dólares durante 25 años.

Con los PPA y los acuerdos de arrendamiento de baterías vigentes, VIElectron LLC está trabajando rápidamente para construir los seis antes de su finalización en 2025.

Una aclaración que se realiza es que los interesados en estos activos de capital no podrán modificar los componentes previstos para la construcción de cada proyecto porque cada cual ya cuenta con contratos con proveedores.

De hecho, el primer proyecto, Petronella, que ocupa más de 77 acres de terreno en el extremo este de St Croix, y que cuenta con su PPA a 25 años iniciado, punto de interconexión y transmisión asegurado, está en pleno funcionamiento.

Para mayor claridad, se puede ingresar a la plataforma de subasta que ya registra varios interesados y que tiene respuestas inmediatas a todas las preguntas de los participantes. A modo de adelanto, las características generales de cada proyecto y fechas de operación comercial se detallan a continuación:

Los interesados en participar tienen tiempo para presentar ofertas indicativas hasta mañana viernes 7 de junio. Al respecto, es preciso indicar que al tratarse de una situación de emergencia, los tiempos de esta convocatoria avanzan a toda velocidad.

Cronograma

Fecha de lanzamiento del sitio web 30 de mayo de 2024
El período de debida diligencia se abre el 30 de mayo de 2024
Ofertas indicativas que deben presentarse el 7 de junio de 2024
Visita al sitio 18 de junio de 2024
El período de debida diligencia cierra el 27 de junio de 2024
Las ofertas finales deben presentarse el 1 de julio de 2024

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Sungrow propone triplicar su capacidad instalada en almacenamiento en México este año

El auge del nearshoring como respuesta a los problemas de la cadena de suministro que surgieron en los últimos años por la pandemia y los conflictos políticos internacionales como la Guerra de Rusia y Ucrania ha convertido a México en un punto de interés para numerosas empresas alrededor del mundo por su proximidad con Estados Unidos y por ser la puerta de entrada a Latinoamérica.

Estas empresas que llegan a México cada vez están más comprometidas con cumplir con sus criterios ESG por lo que muchos expertos prevén un incremento en el desarrollo proyectos de energía limpia. 

Uno de ellos es Francisco Alcalde, jefe de cuentas claves para México en Sungrow, fabricante líder de inversores y sistemas de almacenamiento, quien en una entrevista con Energía Estratégica durante el megaevento “FES México” reveló su ambiciosa estrategia de ventas.

“México es una de las principales economías emergentes. Si bien hemos tenido algunas tendencias a la baja en la evolución de las renovables en el último sexenio, hay mucho interés tanto interno como externo para que se empiece a dar nuevamente el boom de renovables que existía en años anteriores”, explicó.

Y agregó: “Con 1 GW de inversores instalados en el país, estamos empezando a entrar fuerte con los sistemas de almacenamiento y esperamos triplicar nuestra capacidad instalada este año”.

De acuerdo al ejecutivo, teniendo en cuenta que México debe robustecer sus líneas de transmisión, los sistemas de almacenamiento pueden ser buenos aliados para dar soporte a las variaciones de la energía solar y garantizar un suministro confiable de energía.

“Los proyectos de gran escala se han visto frenados pero la generación distribuida ha estado creciendo a doble dígito anualmente, lo cual es un buen número para crecer de manera orgánica. Se viene con fuerza el almacenamiento para corregir ciertas variaciones internas y externas de la transmisión”, insistió.

Ante la posibilidad de retomar las subastas de largo plazo tras la victoria de Claudia Sheimbaum como presidenta de México, Alcalde explicó que si bien es difícil prever qué actitud tomará el nuevo gobierno, agentes internos y externos vuelven necesaria la adopción de estos mecanismos.

“Además de los compromisos asumidos a nivel mundial de reducción de emisiones, tenemos una necesidad energética palpable por los crecimientos que se han dado en el sector comercial e industrial. Adicionalmente las empresas que llegan a México buscan cumplir con sus criterios ESG. Por ello, es crucial dar un paso hacia adelante”, explicó. 

Según Alcalde, de realizarse una nueva subasta, Sungrow jugará un rol fundamental como suplidor de equipos para inversores centrales o almacenamiento ya que están acercando al mercado mexicano todas sus soluciones para dar respuesta a estas problemáticas.

“Podemos ayudar a los participantes de las subastas en el desarrollo de tecnologías adecuadas para los proyectos. Tenemos un soporte técnico de excelencia con las mejores prácticas y condiciones. Podemos ser una pieza clave para ganar estas licitaciones”, insistió

A su vez, el ejecutivo explicó que ofrecen una amplia gama de productos para abarcar todos los segmentos y cumplir con las necesidades de todos sus clientes, no solo en México sino también en el resto de Latinoamérica.

En efecto, mencionó que ofrecen inversores ideales para proyectos de generación distribuida a nivel comercial e industrial y plantas solares de pequeñas y de grandes dimensiones.

“También ofrecemos sistemas de almacenamiento magníficos enfocados, sobre todo,  en el sector industrial y a proyectos utility scale. Nuestra innovación en tecnologías nos ha permitido firmar contratos por más de 3 GW en Latinoamérica”, concluyó.

 

 

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GPM espera mayor certidumbre regulatoria respecto al almacenamiento para el avance de los PMGD en Chile

Chile se encuentra en proceso de adecuación reglamentaria de los Decretos Supremos N°88 (reglamento para medios de generación de pequeña escala), DS N°57 (reglamento de generación distribuida para autoconsumo) y DS N°125 (reglamento de la coordinación y operación del Sistema Eléctrico Nacional). 

Y si bien desde el Ministerio de Energía ya ratificaron que no le cambiará las reglas del juego a los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) ya implementados o en marcha, desde la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM) aún esperan mayores certezas regulatorias para el avance de ese tipo de proyectos renovables, sobre todo con relación a las normas de storage. 

“Estamos expectantes porque los desarrolladores de PMGD esperan mayor certidumbre regulatoria respecto al almacenamiento en este subsegmento de la generación. Sabemos que el Ministerio de Energía está realizando un esfuerzo importante en brindar seguridad y certidumbre jurídica en proyectos de utility scale, pero aún falta dar certeza regulatoria en líneas zonales”, manifestó Matías Cox, director ejecutivo de GPM, en conversación con Energía Estratégica

“La expectativa es el desarrollo de más proyectos PMGD para aumentar la capacidad instalada, pero sin almacenamiento no se darán los atributos requeridos para que el sistema siga fortaleciéndose. Por lo que el segundo esfuerzo del regulador debe ser dar certidumbre jurídica para el tratamiento del storage en redes zonales que permitirá que el sector se consolide y contribuya a la transición energética”, agregó. 

En el caso del DS N°88, desde el gremio buscarán que, a partir de junio (fecha prevista para su tratamiento) todo lo vinculado a vertimientos de energía de los pequeños medios de generación se trate por esa vía ya que dicho decreto supremo contaría con reglas especiales en la materia. 

Por lo anterior, los focos estarán puestos en el debate de la manera más eficiente que los medios de generación distribuida aporten su energía al sistema, el mecanismo de estabilización de precios y lo relacionado a recortes por falta de capacidad. 

“Si bien revisamos el DS 88 en el año 2020, en el contexto de la transición energética se requiere pensar en la mejor manera de que los PMGD aportan flexibilidad y seguridad al sistema”, subrayó Cox.

“Además, a nivel legal hay un cambio establecido en el proyecto de ley de transición energética respecto a que las generadoras que inyectan su energía en la transmisión zonal puedan proponer proyectos en el plan de expansión a su cargo”, complementó.

Cabe recordar que los Pequeños Medios de Generación Distribuida llevan más de 3 GW de capacidad instalada y se espera que su participación aumente en los siguientes meses, de forma que desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) pronosticaron que podría alcanzar 4700 MW instalados hacia el 2026, siempre que todas las centrales en construcción funcionen en la fecha prevista.

“Lo importante para el sector eléctrico es la estabilidad regulatoria, es un pilar fundamental pero no es igual al inmovilismo regulatorio; ya que entendemos que la normativa debe ajustarse a las realidades de mercado que se modifican a través del tiempo”, insistió el director ejecutivo de GPM.

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CNE rechaza solicitud de Acciona para revisión de precios de sus contratos de suministro para abastecimiento de clientes regulados

La Comisión Nacional de Energía (CNE), mediante la Resolución Exenta N°287 de 4 de junio de 2024, rechazó la solicitud presentada por Acciona Energía Chile Holdings, S.A (Acciona) en agosto del año pasado, en relación al mecanismo de revisión de precios de los contratos de suministro de energía y potencia para clientes regulados suscritos bajo el proceso licitatorio 2015/01.

“Esta Comisión no ha dado por verificado el cumplimiento de los requisitos señalados en el artículo 134 de la Ley General de Servicios Eléctricos y Cláusula Quinto del Contrato de Suministro para proceder a la revisión de precios en los términos solicitados por la empresa requirente”, señala el acto administrativo de la CNE.

Los argumentos esgrimidos por el organismo regulador sostienen que no se ha logrado acreditar que los cambios normativos alegados puedan ser calificados como tales o, en su caso, que puedan ser calificados como sustanciales y no transitorios en cuanto a su impacto en el equilibrio económico del contrato, según lo requiere el artículo 134 de la Ley General de Servicios Eléctricos para la utilización del mecanismo de revisión de precios.

Contexto

En la Licitación de Suministro 2015/01, Acciona Energía Chile se adjudicó 23 sub-bloques del Bloque de Suministro N° 3, correspondiente a 506 GWh/año, a un precio actual de 64,026 US$/MWh. El 1 de agosto de 2023, la empresa generadora solicitó la revisión del precio de la energía de los contratos de suministro de energía, en que se pedía la autorización de una modificación al alza del precio de la energía de esos contratos en 25,076 US$/MWh en valor de la moneda presente.

La solicitud de la compañía se enmarca en lo establecido en el inciso 4° del artículo 134 de la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE), en la Cláusula Quinto de los Contratos de Suministros , y en los artículos 86 y siguientes del Reglamento de Licitaciones.

Siguiendo lo dispuesto por la normativa, la CNE citó a las partes (conformadas por Acciona, empresas distribuidoras, cooperativas eléctricas y asociaciones de consumidores) para participar en la realización de dos audiencias, realizadas en noviembre de 2023 y enero de 2024, donde se escuchó la argumentación de Acciona y los puntos de vista de los agentes del mercado de clientes regulados.

La empresa Acciona, en sus argumentaciones, justificó su solicitud de modificación de precios en virtud de los altos costos unitarios asociados al pago de Servicios Complementarios (SSCC) y los sobrecostos en el Sistema Eléctrico Nacional, originado por los cambios normativos asociados a (i) proceso de descarbonización acelerada; (ii) modificación reglamentaria de SSCC, y (iii) Sobrecostos de mínimos técnicos.

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Piauí tendrá la mayor planta de energía solar de Brasil para producir hidrógeno verde

El gobernador de Piauí, Rafael Fonteles, firmó un memorando de entendimiento con la empresa Solatio para la instalación del mayor parque de energía solar de Brasil. La infraestructura, con capacidad de 4 gigavatios, se instalará en Bom Princípio do Piauí y abastecerá a la industria de producción de amoníaco en Parnaíba, materia prima del hidrógeno verde. La instalación de infraestructura comienza en 2025 y forma parte de la primera etapa del proyecto.

El gobernador Rafael Fonteles explica que el proyecto acerca el proceso de industrialización en la cadena de producción de energías renovables en Piauí. «Ahora, Solatio anuncia un parque solar de 4 gigavatios en Piauí para precisamente abastecer esta futura planta, la industria del hidrógeno verde. Este parque podría estar en cualquier parte de Brasil, pero gran parte se hará en Piauí, generando más empleos, generando más oportunidades de desarrollo para nuestro estado”, consideró.

Pedro Vaquer, director general de Solatio, explicó que se trata de un sueño hecho realidad: «Lo que comenzó como un sueño hoy es una absoluta realidad y creo que ahora podemos decir en voz alta que Piauí tendrá la mayor planta solar de Brasil, porque esto ayudará a tener la energía necesaria para esta primera fase. Felicitaciones al gobernador Rafael Fonteles y contar con nosotros para contribuir a hacer del país, Piauí, un estado cada vez más evolucionado».

Solatio tiene licencia ambiental para producir 11,4 gigavatios de hidrógeno verde y amoníaco en Piauí, con foco en abastecer el mercado europeo. En todo Brasil, la empresa invierte R$ 25 mil millones en energía solar.

Solatio patrocinará al Clube Atlético Piauiense

Solatio también firmó un memorando de intención con el Clube Atlético Piauí. Además de invertir en energías renovables, la empresa patrocinará el fútbol piauí con apoyo a la asociación.

Solatio patrocinará los uniformes, el material deportivo y la publicidad del equipo, además de promover los intercambios entre campeonatos de fútbol regionales, nacionales e internacionales. El memorando también especifica el apoyo técnico del Clube Atlético Piauí para que el equipo destaque en las competiciones.

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DAL y DAS Solar forjan nuevos caminos en la colaboración en energías renovables

Recientemente, la institución financiera de renombre internacional DAL Deutsche Anlagen-Leasing GmbH & Co. KG (en lo sucesivo «DAL»), representada por el Dr. Peer Günzel, director general, y el Sr. Nerajo Negash, director senior de proyectos, visitó la Sede de DAS Solar en Quzhou.

Estuvieron acompañados por el Sr. Vincent Cao, Vicepresidente Senior, y el Sr. Kyle Xu, Vicepresidente de Ventas de DAS Solar. La visita facilitó debates en profundidad sobre la cooperación en energía verde y exploró nuevas direcciones para la colaboración futura.

DAL se ha comprometido a brindar excelentes servicios financieros a sus clientes y cuenta con una amplia experiencia y recursos en el sector de la energía verde. Esta visita tuvo como objetivo evaluar la colaboración entre DAL y DAS Solar en los campos de tecnología de energía renovable, inversión en proyectos y servicios financieros, promoviendo así conjuntamente el desarrollo de la industria global de energía verde.

Durante la visita, la delegación de DAL recorrió las líneas de producción y el centro de exposiciones de DAS Solar, obteniendo un conocimiento exhaustivo de las fortalezas tecnológicas y los logros innovadores de DAS Solar en el campo fotovoltaico. La delegación de DAL expresa su gran agradecimiento por los logros de DAS Solar en el sector de la energía verde.

Como empresa internacional de nuevas energías, DAS Solar ha estado solidificando su presencia internacional en los últimos años mediante el establecimiento de estrechas asociaciones estratégicas en todo el mundo, expandiendo así su negocio en múltiples países y regiones. Los productos y servicios de DAS Solar abarcan ahora importantes mercados de Asia, Europa y América del Sur, y la empresa ha establecido sucesivamente filiales en Alemania, Australia, Japón y otros lugares, ofreciendo productos y servicios de alta calidad a clientes globales.

Con la aceleración de sus esfuerzos de internacionalización, el desempeño financiero de DAS Solar se ha vuelto cada vez más destacado. Aprovechando sus destacadas capacidades de innovación tecnológica, operaciones financieras estables y su fuerte competitividad en el mercado, DAS Solar ha atraído una atención considerable de inversores globales y ha sido reconocido por varias instituciones autorizadas.

DAS Solar ha sido incluido recientemente en la lista de Unicornios Emergentes de 2023 de Forbes China, recibió al mismo tiempo una calificación «BBB» en las calificaciones de bancabilidad de PV ModuleTech del primer trimestre de 2024 y continuó ocupando un lugar en la lista Venture 50 Carbon Neutral, lo que demuestra su fortaleza integral y su importante potencial de desarrollo.

Esta visita e intercambio no sólo profundizaron el entendimiento y la confianza entre DAL y DAS Solar, sino que también sentaron una base sólida para su futura cooperación prevista. De cara al futuro, DAL y DAS Solar tienen grandes esperanzas en su colaboración, con el objetivo de explorar más oportunidades de cooperación en el sector de la energía verde y contribuir más a la energía verde global.

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AXION energy exhibe calidad y tecnología en Agroactiva 2024

AXION energy, marca líder de combustibles, está presente por cuarto año en la feria Agroactiva, uno de los eventos más importantes del sector agropecuario argentino.

En un stand ubicado en la calle principal, la marca refuerza el posicionamiento de su combustible premium “QUANTIUM DIESEL” y su gama de soluciones para el sector. De esta forma, a través de su negocio AXION energy Agro, la marca continúa consolidándose como líder en el mercado al ofrecer productos de la más alta calidad y tecnología avanzada.

QUANTIUM DIESEL, el combustible premium de AXION energy, se destaca por su rendimiento excepcional, refinado con la más alta tecnología y estándares de calidad para mejorar el desempeño de los motores.

Además, los asistentes a la feria también podrán explorar la gama de productos Castrol, marca líder en lubricantes, que complementa las soluciones de AXION energy Agro para todo tipo de maquinaria agrícola.

“Estamos muy contentos de participar en esta nueva edición de Agroactiva 2024”, afirmó Juan Pablo Juliano, gerente ejecutivo de Negocios B2B. “Nuestra presencia en la feria es una oportunidad única para mostrar nuestras soluciones y productos para el sector, y reforzar nuestro vínculo y compromiso con el desarrollo del campo argentino” agregó.

Presente desde 2017, AXION energy Agro sigue afianzándose como una red consolidada en el mercado agropecuario del país, conformada por 64 puntos de venta.

Dentro de su gama de productos, además de QUANTIUM DIESEL y los lubricantes Castrol, los productores del campo pueden encontrar el combustible AXION DIESEL X10, que cumple con la norma Euro V y contiene un paquete de aditivos que limpia y mantiene las partes vitales del motor, asegurando un rendimiento óptimo y una mayor durabilidad de los equipos.

“En relativamente corto tiempo, logramos consolidar una red con presencia en todas las zonas productivas del país, brindando combustibles y lubricantes de la más alta calidad, acompañado con soluciones de excelencia operativa y altos estándares de servicio”, sostuvo Juliano.

Cabe destacar que en 2023 la red Axion Agro alcanzó un market share del 25 % en el segmento por tercer año consecutivo, consolidando su presencia en el sector.

Los visitantes de Agroactiva tienen la oportunidad de conocer de cerca todas las novedades de la marca, presenciar charlas con expertos del sector sobre combustibles, lubricantes, contexto del negocio y canje de granos, y explorar todos los beneficios de los productos y servicios que tiene AXION energy Agro para ofrecer desde el 5 de junio al 8 de junio en Armstrong, Santa Fe.

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YPF y Toyota: Alianza con la mejora continua como eje de acción

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, fue recibido por el presidente de Toyota Argentina, Gustavo Salinas, en la planta de la automotriz en la localidad de Zárate.

Este primer encuentro posibilitó a las autoridades de YPF conocer la implementación del Toyota Production System (TPS), el método productivo de mejora continua que le permite a Toyota ser una empresa modelo de productividad y sustentabilidad a nivel mundial.

El TPS es una filosofía de trabajo desarrollada a lo largo de la historia de Toyota que se ha estudiado en todo el mundo. Es una manera de hacer que tiene como pilares el justo -a-tiempo y el “Jidoka” que puede traducirse como “automatización con un toque humano”.

Se basa en la premisa de facilitar el trabajo a las personas eliminando la “muda”, es decir, los procesos inútiles, lo que no contribuye al objetivo final, siempre buscando la mejora continua o “Kaizen”. El TPS se aplica en todas las áreas de Toyota, desde la producción hasta el servicio al cliente. Y es adaptable a cualquier proceso productivo o administrativo.

Toyota Argentina colabora con otras empresas y organizaciones para aplicar el TPS en sus propias actividades.

YPF Luz es una de ellas, que lo incorporó en 2021 y ha obtenido importantes mejoras en sus procesos de compras, comercio exterior y entrega de materiales.

“En el marco del Plan estratégico que anunciamos en YPF buscamos hacer foco en la definición de estándares de clase mundial para ser eficientes, reducir los costos y aumentar la productividad. Para lograr ese objetivo vinimos a Toyota, con quienes nos une un vínculo estratégico, con la finalidad de conocer y aprender de ellos a partir de la metodología de TPS”, afirmó Marín, presidente y CEO de la compañía.

Esta visita reafirma el compromiso y la alianza que une a ambas compañías, que tienen una larga historia como socios estratégicos, trabajando juntos y acompañando la evolución tecnológica.

“Desde 2018, venimos desarrollando junto a YPF diferentes ejes estratégicos que abarcan desde la provisión de energía eléctrica renovable hasta el suministro de combustibles y la participación conjunta en actividades de motorsports. La implementación del Toyota Production System (TPS), con el que venimos trabajando junt o a otras empresas e instituciones, nos permitirá afianzar esta alianza y seguir explorando nuevas oportunidades de colaboración entre ambas compañías”, afirmó Gustavo Salinas.

YPF es el proveedor del combustible y lubricantes para el primer llenado de todos los vehículos Toyota y para la flota propia a través de YPF Ruta. También, Toyota recomienda la utilización de INFINIA en sus vehículos porque tiene certificación TOP TIER, supera los máximos niveles de calidad y permite el mejor desempeño de los motores más exigentes. Este vínculo con Toyota se extiende también a los equipos de competición.

YPF LUZ es su proveedor de energía eléctrica, acuerdo que le permitió a Toyota ser la primera empresa en fabricar sus autos con electricidad 100 % renovable.

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Martínez: “Milei ordenó un tarifazo de hasta el 155% desde Junio”

OPINION

El Ex secretario de Energía de la Nación, Darío Martinez, opinó que “sobre llovido, mojado. Desde junio, 7 de cada 10 familias serán golpeadas por nuevos aumentos de tarifas de hasta 155 % ordenados por Milei, atribuciones que le da el DNU y le va a dar aún más la Ley Bases”.

El actual diputado Provincial neuquino explicó que “la combinación del decreto 465/24 que eliminó los topes de aumento de tarifas para los hogares de ingresos medios y bajos, y las resoluciones 92/24 de la Secretaria de Energía fijando el nuevo precio estacional de la Energia Eléctrica, la Resolución 90/24 que disminuyó los topes de consumo subsidiado para los usuarios N2 y N3, y la Resolución 91/24 de la SE que establece los nuevos valores del Gas en PIST para el Invierno, derivarán en otro tarifazo para la inmensa mayoría de los Argentinos”.

Martínez declaró que “el golpe en la Electricidad será de 155.9 % para las familias de ingresos medios y de 99,3 % para los hogares de más bajos recursos, solo si no superan un consumo mensual en Neuquén de 500 kw/h y 700 kw/h respectivamente, porque de lo contrario, el tarifazo será más brutal aún”.

El Legislador Peronista agregó que “en materia de Gas y justo en pleno invierno, el nuevo aumento será de 55 % para las familias de menores ingresos y de 64 % para los hogares de clase media, siempre que no consuman más de 41 m3 mensuales, porque de lo contrario el incremento en las facturas será mayor”.

Martínez expresó que “el DNU de Milei, que Figueroa protege con sus legisladores en el Congreso, y la Ley Bases que el Gobernador mandó a votar, son los que permiten que le metan la mano en el bolsillo a los Neuquinos con estos tarifazos sin fin”.

“Señor Gobernador, abandone su silencio cómplice, es momento de defender los intereses y el bolsillo de los Neuquinos oponiéndose a estos tarifazos, derogándole a Milei el DNU y no regalarle los votos para la Ley Bases”, señaló.

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Economía activó otra baja de subsidios y subas de tarifas para gas y electricidad

Por Santiago Magrone

Luego de la pausa dispuesta en mayo para morigerar la inflación, el ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía, activó una serie de resoluciones (90-91-92-93/2024) en las cuales definió, para un período de transición que arrancó este mes, aumentos en los precios estacionales del gas y la electricidad, con nuevos topes a la baja del consumo básico subsidiado de estos servicios a nivel Residencial -Usuarios N2 y N3, de ingresos bajos, y medios-.

Se trata de consumos con límites mas bajos a los que se les aplicará una “bonificación” porcentual en el precio a facturar, tomando como referencia la tarifa que pagan los usuarios Nivel 1 (de altos ingresos). Todo lo que exceda esos “consumos base” deberá pagarse a tarifa plena.

De la combinación de menores niveles de consumo con subsidio, y aumentos en los precios de producción del gas y de la electricidad resultarán fuertes incrementos en las facturas en general, y de los usuarios N2 y N3 (de ingresos bajos y medios) en particular.

En las resoluciones ya oficializadas y vigentes, la cartera a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo dispuso la actualización (1/6 al 31/10) de la Programación Estacional de Invierno para el Mercado Eléctrico Mayorista, en el Precio de Referencia de la Potencia (POTREF) y el Precio Estabilizado de la Energía (PEE), los que sumados al Precio Estabilizado del Transporte (PET) deben ser facturados a los usuarios en base al esquema antes señalado, de “bonificación” parcial para los N2 y N3. Los N1, los Grandes Usuarios (GUDIS) y el alumbrado público pagan todo a tarifa plena.

En el mismo orden, Energía activó también nuevos precios estacionales (1/6 al 30/11) en dólares para el gas PIST -en el punto de ingreso al sistema de transporte- a ser trasladados a los usuarios finales. Los precios varían según las subzonas geográficas del país atendidas por las diversas distribuidoras, y serán “bonificados” en parte los usuarios N2 y N3.

Electricidad

Desde Energía se detalló que el gobierno estableció el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST), el cual se trasladará a las facturas a partir de junio, y que “para brindar mayor transparencia y estabilidad en los costos se fijaron el PEE, el PET y el POTREF”.
El traslado del PEST será, según los horarios pico (18 a 23hs), valle (23 a 05hs) y resto (05 a 18hs): ● N1 (ingresos altos) y sectores productivos (comercios e industrias): Entre 56.019 y 59.298 $/kWh.

● N3 (ingresos medios): El consumo base pasa a 30.000 $/kWh, mientras que el consumo excedente pasa a los valores indicados para el segmento N1.

● N2 (ingresos bajos): El consumo base pasa a 20.000 $/kWh, mientras que el consumo excedente se pagará a los valores indicados para el segmento N1.

“De este modo, a los fines de ir alcanzando la normalización del sector eléctrico, se establece un precio único para todos los usuarios que permitirá que los usuarios residenciales contribuyan con una mayor cobertura del costo de suministro. Al mismo tiempo, el Gobierno -conforme a lo previsto por el Decreto 465/24- determina las bonificaciones de los precios mayoristas, acorde a los niveles de ingreso de los usuarios y hasta cierto límite de consumo”, se indicó.

A modo ilustrativo, si consideramos consumos promedio residenciales de 260 kwh, el valor promedio de las facturas finales mensuales serán las siguientes, según nivel de segmentación:
● N1 pasará de $ 24.710 a $ 30.355
● N3 pasará de $ 6.585 a $ 16.850
● N2 pasará de $ 6.295 a $ 12.545

Las distribuidoras de energía federales y provinciales deberán mostrar en las facturas de sus usuarios el monto de la bonificación que recibe cada uno por parte del Estado Nacional.

Sobre esta base, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y las jurisdicciones locales definirán los nuevos cuadros tarifarios con los valores de transporte y distribución, según corresponda.

GAS PIST

La S.E. señaló que “a los fines de garantizar un suministro de gas sostenible y equitativo para todos los usuarios, evitar el desabastecimiento y asegurar la viabilidad económica del sector energético”, el Gobierno Nacional fijó nuevos precios de producción de gas en el PIST que se trasladarán a los usuarios a partir de este mes.

Dicho traslado se realizará, para los usuarios residenciales N1 (ingresos altos) y los sectores productivos (comercios e industrias) a 3,30 USD/MMBTU, según la distribuidora.
Con relación a los N2 (ingresos bajos) y N3 (ingresos medios), para junio 2024, el traslado del nuevo PIST, con las bonificaciones según Decreto 465/24, se hará de la siguiente manera:

● N3: El consumo base es de 1,50 USD/MMBTU, según distribuidora. El consumo excedente se paga a 3,30 USD/MMBTU.
● N2: El consumo base es de 1,20 USD/MMBTU, según distribuidora. El consumo excedente se paga a 3,30 USD/MMBTU. Para las Subzonas Tarifarias Buenos Aires Sur, Chubut Sur, Provincia de Neuquén, Cordillerano, Santa Cruz Sur y Tierra del Fuego el consumo excedente se paga a 2,50 USD/MMBTU.

“De este modo, a los fines de ir alcanzando la normalización del sector eléctrico, se establece un precio único para todos los usuarios que permitirá que los residenciales contribuyan con una mayor cobertura del costo de suministro. Al mismo tiempo, el Gobierno -conforme a lo previsto por el Decreto 465/24- determina las bonificaciones de los precios mayoristas, acorde a los niveles de ingreso de los usuarios y hasta cierto límite de consumo”, remarcó la Secretaría.

A modo ilustrativo, durante junio 2024, en los tres niveles de segmentación, el valor promedio de las facturas finales mensuales serán las siguientes:
● N1, con un consumo promedio de 149 m3, pasará de $ 25.756 a $ 28.142
● N3, con un consumo promedio de 171 m3, pasará de $ 24.465 a $ 26.865
● N2, con un consumo promedio de 159 m3, pasará de $ 15.638 a $ 20.797

Sobre esta base, el ENARGAS definirá los nuevos cuadros tarifarios con los valores de transporte y distribución.

“Esta actualización de precios en el Punto de Inyección al Sistema de Transporte se realiza tras haber postergado dicho ajuste para el mes de mayo de 2024” recordó Energía, y argumentó que “de esta manera se busca representar los costos reales y la variabilidad de abastecimiento de gas natural para las empresas distribuidoras, con el objetivo de garantizar las inversiones necesarias para el sector y un uso responsable del suministro”.

LOS TOPES DE CONSUMO SUBSIDIADOS

Entonces, para los usuarios de los niveles N2 y N3 el Gobierno Nacional redujo los topes de consumo máximos subsidiados y las bonificaciones sobre los precios mayoristas de energía eléctrica y gas natural para el denominado Período de Transición (entre junio y el 30 de noviembre de 2024), según Decreto 465/24.

Energía sostuvo que “Se efectiviza así el inicio del proceso para pasar de un régimen de subsidios generalizados a uno focalizado, en el cual el usuario puede conocer el costo del kwh de energía eléctrica y del m3 de gas natural que es idéntico para todos, y la asistencia que le brinda el Estado Nacional a los usuarios según su capacidad de pago y que alcanza hasta un límite de consumo mediante el reconocimiento de un pago menor (bonificación)”.

En cuanto a los topes o límites de consumo bonificados:

1) En el caso del gas natural: N1 no tiene topes. N3 mantiene vigentes los topes establecidos en la Resolución de la Secretaría de Energía 686, según distribuidora. A los N2, se le aplican los mismos topes de consumo que para los N3.
2) En energía eléctrica: N1 no tiene topes. N3, cantidad subsidiada de 250 kWh/mes, reemplazando los 400 kWh/mes. El N2 tendrá un máximo de consumo subsidiable de 350 kWh/mes, dejando sin efecto el hecho de que estos usuarios no tenían ningún límite al consumo subsidiado, incentivando con esta medida el consumo eficiente y responsable.

Los nuevos topes de consumo para los usuarios eléctricos sin acceso al servicio de gas natural por redes y gas propano indiluido por redes, ubicados en determinadas zonas bioclimáticas, sólo para el período del 1º de junio hasta el 31 de agosto de 2024, son: N3, 500 kWh/mes, y N2, 700 kWh/mes.

Los consumos menores a los topes establecidos se denomina consumo base. Los consumos mayores a los topes establecidos se considerarán consumos excedentes y se pagarán a los precios PIST y PEST fijados por la Secretaría de Energía, sin bonificación.

Por otro lado, las bonificaciones sobre los precios mayoristas que fija el Gobierno nacional serán las siguientes:
1) Gas Natural: Para usuarios N1 no habrá bonificación, pagan el precio PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte) fijado por la Secretaría de Energía.
Los N3, tienen una bonificación de 55 % del precio de gas en PIST correspondiente al N1. El consumo excedente será valorizado al precio de gas en PIST, sin bonificación.
Los N2, tienen una bonificación del 64 % del precio de gas en PIST, correspondiente al N1. El consumo excedente será valorizado al precio de gas en PIST, sin bonificación.

2) Energía Eléctrica: Para usuarios N1 no habrá bonificación, pagan el precio PEST fijado por la Secretaría.
Los usuarios N3, tendrán una bonificación del 55,94 % sobre el precio definido para el segmento N1, sin bonificación. El consumo excedente será valorizado al precio definido para N1.
Y los usuarios N2, tendrán una bonificación de 71,92% sobre el precio definido para el N1. El consumo excedente será facturado al precio del N1, sin bonificación.

Se mantienen los regímenes de subsidios específicos como Tarifa Social y Zona Fría; y para las entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables -en los términos de las Leyes 27.218 y 27.098- se aplican las bonificaciones al precio de gas natural y energía eléctrica dispuestas para el N2, para el total del volumen consumido.

REGISTRO DE ACCESO AL SUBSIDIO

En la resolución 90/2024 (artículo 8) se indica que “Los usuarios que ya hubieren solicitado su inclusión en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) no tendrán que volver a inscribirse”.

Pero los usuarios que fueron incluídos por ser beneficiarios de tarifa social (Resolución 631/22) y no hicieron su inscripción individualmente, tienen un plazo de 60 días corridos para realizar dicho trámite.

En dicho artículo se puntualiza que “los usuarios que hayan quedado incluidos en el RASE en virtud de la Disposición N° 3 de fecha 1° de septiembre de 2022 de la ex SUBSECRETARÍA DE PLANEAMIENTO ENERGÉTICO de la SECRETARÍA DE ENERGÍA o de la Resolución 631 de agosto de 2022 de la S. E., deberán inscribirse en forma individual, dentro de un plazo de SESENTA (60) días corridos contados desde la vigencia de la presente medida”.

“Cumplido ese plazo, quedarán sin efecto las incorporaciones dispuestas por las normas mencionadas y el beneficio caducará respecto de los usuarios que no hubieren completado la presentación individual”, advirtió Energía.

“En época de escasez y de ajuste de los recursos del Estado es necesario rever y reordenar los subsidios para contribuir al equilibrio fiscal sin descuidar la ayuda a los usuarios vulnerables”, argumentó Energía, en un contexto económico y social muy complicado.

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Carlos Pascual: “El desarrollo de Vaca Muerta esta entre los más competitivos a nivel global”

Para Carlos Pascual el mundo está viviendo un tiempo difícil, un período desafiante como ninguno otro que haya visto antes. El vicepresidente senior de Energía Global y Asuntos Internacionales de S&P Global Commodity Insights enumera frente a una audiencia en el Hotel Hilton de Puerto Madero las cinco claves geopolíticas que están definiendo el escenario global: la polarización política en Estados Unidos, el conflicto entre el gigante norteamericano y China, las necesidades de los países en vías de desarrollo desoídas por las potencias, la guerra entre Rusia y Ucrania y el futuro de Gaza en la guerra entre Israel y Hamas. Son conflictos que ponen en duda la capacidad del mundo de continuar con la transición energética y garantizar la seguridad energética a la vez.

Pascual lleva mucho tiempo observando y trabajando sobre el escenario mundial. Primero desde la diplomacia estadounidense: fue embajador en México y Ucrania. Posteriormente, la entonces secretaria de Estado, Hillary Clinton, le encomendó crear y dirigir una subsecretaria en Recursos Energéticos dentro del Departamento de Estado para posicionar a EE.UU. en la discusión global en torno a la transición energética. Tras dejar la diplomacia se incorporó a IHS Markit, la empresa de servicios informativos que se fusionó con S&P Global en 2022.

Carlos Pascual, vicepresidente senior de Energía Global y Asuntos Internacionales de S&P Global Commodity Insights.

Tras finalizar su exposición en el Foro de Energía de Argentina organizado por S&P Global, Pascual recibió a EconoJournal para ahondar en los principales temas de la agenda política y energética global y el valor de la Argentina en el escenario mundial.

Comenzaste la presentación diciendo que estamos viviendo un tiempo difícil, en el sentido de los conflictos geopolíticos y cómo están afectando a la transformación histórica en términos energéticos y económicos que esta aconteciendo a nivel global. ¿Cuál es el conflicto principal?

Más que un conflicto principal, lo que hemos visto es un deterioro del orden internacional que le dio al mundo un medio para avanzar en materia de seguridad, política y economía por 70 u 80 años. Ese orden internacional ha explotado en algún sentido, no hay la confianza en los sistemas políticos, de seguridad y económicos que teníamos anteriormente, y al mismo tiempo estamos tratando de hacer una transformación que es histórica en su nivel y extensión. En un periodo de ahora al 2050 estamos tratando de hacer un cambio total en los sistemas energéticos del mundo. Hacerlo en un ambiente en donde el sistema de orden que tenemos para guiarnos se ha deteriorado, en donde tenemos conflictos significativos que están entonces creando más polarización globalmente, hace todavía más difícil atraer el tipo de unidad política y de inversión económica que es necesaria para ser exitoso. Por eso es que es tan desafiante, porque por un lado sabemos que lo tenemos que hacer, pero por otro, las condiciones políticas y económicos globalmente no necesariamente nos están ayudando.

-La relación entre China y Estados Unidos se ha tornado conflictiva. ¿Hay algún acuerdo entre estas naciones para evitar una escalada mayor?

El acuerdo es más sobre la necesidad de mantener contacto entre los dos países. Lo que estábamos viendo es que los contactos de alto nivel, entre los presidentes pero también entre los secretarios y ministros de los dos países, no estaban conversando. Por ejemplo, al nivel de los ministros de Relaciones Exteriores y de Defensa de los dos países. Esa falta de tener una comunicación regular aumenta todavía el peligro de que si algo negativo pueda acontecer, se pueda hacer todavía algo más grande y salir afuera de control. Creo que llegar a un acuerdo entre los dos presidentes, que teníamos que cambiar ese ambiente, era absolutamente esencial. Una de las áreas en donde se han enfocado, en donde piensan que puede haber posibilidad para poder avanzar es en la parte energética. Yo fui a China en diciembre del año pasado, inmediatamente después del COP 28 (Conferencia de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático). Uno de los mensajes que se había transmitido particularmente del lado chino era que nos apareció que las compañías chinas recibieron más libertad para poder tener contacto con compañías de Estados Unidos. En el COP28 lo vimos en un evento en particular con el exsecretario de Estado de Estados Unidos y negociador de cambio climático, John Kerry con Xie Zhenhua, la persona que era el negociador de cambio climático para China. Tuvieron un evento para hablar de la importancia de la cooperación entre Estados Unidos y China sobre temas como metano, lo tomaron como un ejemplo específico. El mensaje era que esto es algo que sí podemos lograr, poder eliminar las emisiones de metano. Que tenemos que mantener la transparencia en las emisiones en nuestros dos países, pero globalmente también para poder lograrlo. Lo que oí en China cuando yo estuve ahí es un interés enorme en temas que están al centro de la agenda de transición energética en EE.UU, como Hidrógeno y captura de carbono. Temas que para China son importantes y lo que estaban tratando de entender es cuál es el mercado, si lo pueden lograr a dónde lo venden, y cómo crearlo en una manera que pueda ser comercialmente viable. Que es exactamente la misma pregunta que muchas compañías están haciendo en EE.UU. Y ahí abrimos la posibilidad de seguir avanzando entre, por ejemplo, nuestra compañía S&P y Chinese National Petroleum Corporation (CNPC) para ver si podíamos cooperar e intercambiar ideas. En el Cera Week, la conferencia que nosotros tenemos cada año en marzo, tuvimos un intercambio con ellos para comparar dónde estamos. En diciembre hay una conferencia grande en China que tiene CNPC en la que participaré. Vamos a tener unos side meetings ahí, particularmente sobre los temas de metano, para comparar cuáles son las acciones que se están aprendiendo. Creo que hay posibilidades y se tienen que utilizar. Creo que el mensaje en general de mantener contactos es importante, porque el ambiente político en EE.UU. se ha puesto más difícil con las elecciones. Porque no es popular dentro de Estados Unidos en el proceso de las elecciones tener una conversación con China. Es un riesgo que está tomando Biden. Pero es un ejemplo donde está poniendo por encima la importancia de seguridad nacional sobre el beneficio inmediato de estar contra China en el proceso de elecciones. Que no quiere decir que no vaya a tomar acciones, porque lo esta haciendo, en los aranceles recientes, por ejemplo.

-¿Cómo el resultado electoral en Estados Unidos puede afectar la dinámica de la relación con China?

Que vaya a seguir tensión entre Estados Unidos y China, mismo que sea el próximo presidente Joe Biden o Donald Trump, eso no me queda duda. La tensión va a seguir. Y los temas sobre semiconductores que mencioné anteriormente, comercio en Taiwán y el mar sur de China, van a seguir. Creo que la diferencia va a ser si, dependiendo del presidente, si ven la importancia de poder seguir un diálogo constructivo para reducir el nivel de riesgo. Y creo que en la parte de energía y cambio climático probablemente sería la diferencia más grande entre Biden y Trump. Biden por sus razones filosóficas y la manera que ve el mundo, va a seguir subrayando la importancia de cooperar sobre energía y particularmente ver qué se puede hacer sobre cambio climático, porque si los dos emisores principales no pueden cooperar, el mensaje para el resto del mundo es por qué trato. Ven la importancia, no solamente simbólica, pero en sustancia de poder mantener una cierta actividad y cooperación en la parte de Estados Unidos y China en cambio climático. La administración de Trump no le da importancia a ese tema.

-Putin viajó a China hace poco para afianzar la relación estratégica. ¿Cómo esa alianza puede incidir en los mercados energéticos globales?

Es una relación interesante, particularmente pensando en su evolución a lo largo de los años. Cuando empezó, era una relación entre iguales y en un sentido casi Rusia se sentía como el país con más poder y más influencia en la relación. Hoy es totalmente lo opuesto. China realmente es el país que tiene la capacidad para decidir la dinámica de la relación, y Rusia es el país que depende de China para el apoyo comercial, científico, económico y de seguridad. En la parte energética, se puede notar particularmente en la insistencia de Rusia que China se comprometa a una expansión del ducto de gas entre Rusia y China. China no ha tomado esa decisión. Para Rusia eso es importantísimo, porque cuando Rusia cortó la exportación de gas natural producto a Europa, fue su mercado principal. Cortaron alrededor de 120, 125 bcm por año en las exportaciones y no tenían para dónde mandarlo y no tenían la capacidad de aumentar la exportación de GNL porque la tecnología principal estaba con Shell y Total y ellos habían retirado las inversiones. Para Rusia esto se ha hecho un tema fundamental. Para China, poder importar petróleo de Rusia a un precio reducido, importar gas cuando quieran importar el gas, es realmente un beneficio económico y lo han utilizado y explotado cuando ha sido conveniente para China. Pero lo interesante para China es la lección que han aprendido, no quieren aumentar la dependencia ni de un país ni de una ruta para abastecer los mercados de energía. Por eso es que ha invertido tanto en energía renovable. Hoy China invierte cuatro o cinco veces más que Estados Unidos y más que Europa en energía renovable. Siempre oímos de China y el uso de carbón, han aumentado el nivel de inversión en carbón, pero lo tienen en un mercado de capacidad. Lo hicieron cuando vieron el aumento del precio de gas natural en el 2022, cuando Rusia cortó las exportaciones a Europa y esta entró en una competencia con China y el resto de Asia para todo el gas natural que podían obtener. La reacción de China fue vamos a crear más capacidad para utilizar carbón para generar electricidad, porque no se puede arriesgar que le corten el gas. La prioridad de la seguridad energética. No querían ser completamente dependientes de otro país como Rusia. Entonces están balanceando la cantidad que están importando a través de Arabia Saudita. No importa tanto el gas natural de ahí, pero el petróleo sí. Pero lo que también han hecho es avanzado las inversiones de Arabia Saudita en China para la producción de petroquímica, para que Arabia Saudita tenga un interés en China. Que no esté Arabia Saudita en una situación en donde tenga el incentivo de cortar su relación comercial con China porque ellos también tienen un interés ya invertido allí.

-Mencionaste el carbón en China. Algunos países en Asia no quisieron firmar un compromiso en las últimas COP para la eliminación del carbón. Al mismo tiempo, se habla del gas como la opción para reemplazar el carbón y así reducir las emisiones. ¿Cuáles son las restricciones institucionales y económicas que hacen difícil la transición del carbón al gas natural en Asia?

Para entenderlo uno tiene que empezar con China e India. Un tercio de la población del mundo está ahí entre los dos. Ya platicamos de la importancia de la nversión en energía renovable en China, invierten más en eso que cualquier otra cosa. Pero para mantener y seguir con inversiones en carbón, tuvieron que crear un mercado de capacidad, en el sentido que le están pagando a los que han construido esas plantas para mantenerlas en caso que sean necesarias. Lo hicieron porque cuando China demando que esas plantas fuesen construidas, la reacción inmediata del mercado fue que no querían porque se iban a utilizar muy poco, y tuvieron que crear un mercado de capacidad para poder hacerlo. Te dice algo de la reacción de China, que quiere asegurar tener un plan B, una alternativa, si en el futuro hay medidas políticas y económicas que se tomen en su contra, que ellos se puedan aislar del tipo de impacto que las sanciones tuvieron en Rusia al principio de la implementación de las mismas en el 2022. La situación en India es un poco diferente. Su preocupación es que, pese a todo lo que están aumentando el uso de energía renovable, particularmente solar, no lo pueden aumentar lo suficientemente rápido para poder decir que pueden eliminar el uso de carbón y por eso han tomado una meta de cero de emisiones para el 2070. En países como Indonesia es interesante. Tienen un programa que se llama Just Energy Transition Program, avanzado por el G20 y con financiamiento de 20 mil millones de dólares para la transición del uso de carbón a energía renovable. Pero para poder avanzar necesitan inversiones en las redes, en transmisión, en distribución. No tienen financiamiento para esa parte, tienen financiamiento para la generación. Entonces, lo que están tratando de hacer es utilizar el gas natural en su proceso de transición, empezar el proceso de reducir las emisiones, reconociendo que tienen que seguir con las otras inversiones en la red y en transmisión y distribución. El otro problema es que es un país de 17 mil islas. Cómo utilizar energía renovable en una manera efectiva en tantos lugares al mismo tiempo ha sido otro reto. Entonces, lo que estamos viendo es que cada país tiene una situación distinta y dependiendo del país, cuando uno mira una comparación en el uso de gas natural para la transición de carbón a otra cosa y lo comparas con, vamos a decir, energía solar y baterías, dependiendo del costo del capital, del costo del gas, la infraestructura que tiene, en algunos la solución inmediata, o en cinco años, debería ser solar y baterías. En otras, la solución será gas natural. La otra parte que importa es qué estás tratando de proteger. El ejemplo de Brasil ahora en Río Grande del Sur. Un desastre que han tenido, en donde el derrumbe es por cambio climático y el impacto que ha tenido en las inundaciones. ¿Cuánto tiempo durará el desastre? ¿Meses? ¿Año y pico? Entonces, si tu solución ahí era solamente energía renovable y baterías, tienes un problema. Si puedes utilizar gas natural, que es algo que pueda abastecer el mercado por algo que sea más que ocho horas, que es lo máximo que puedes tener con una batería al día de hoy, entonces tienes otro tipo de solución. Lo que estamos viendo ahora es que cada país tiene que hacer una evaluación, no solamente de cuál es la energía más barata, pero cuál es la solución sistemática para el sistema energético que pueda ser más barato y sostenible, y que pueda mantener la seguridad y la competitividad también. Cuando lo pones en ese contexto, las soluciones se hacen más complicadas, porque no es solamente lo más barato. Tengo que tener seguridad porque tiene que ser accesible. Tiene que ser sostenible para el futuro. Tiene que ser asequible, que la gente pueda afrontar el pago de esa energía. Finalmente que lo que estás haciendo pueda ser competitivo para la nación y para las empresas, que puedan crear trabajos y vender el producto.

-En este contexto global, ¿cuál es el valor de Argentina en particular?

En este proceso de transición energética, Argentina es uno de los países que pueda ser proveedor de todos los recursos que son necesarios para su país, para la región y en mercados globales. En gas natural y petróleo hemos visto que el desarrollo de Vaca Muerta esta entre los más competitivos a nivel mundial. La naturaleza de la producción del shale ofrece algo que se pueda aumentar y bajar la producción dependiendo de las condiciones del mercado, que es una ventaja en el mercado que tenemos el día de hoy. He platicado anteriormente sobre la importancia de la energía eólica dentro de este país que puede ser un beneficio enorme. El litio que existe aquí se está empezando a explotar. El procesamiento creo que puede ser otra área. Cuando pensamos sobre la refinación, que el día de hoy refinación quiere decir gasolina y diésel y jet, pero para el futuro la refinación quiere decir otras cosas como el procesamiento del litio, que va a ser fundamental para las cadenas de valor de transición energética. Esto implica potencial económico para este país, potencial para abastecer mercados con los vecinos, particularmente Brasil y Chile, para el futuro y para poder abastecer mercados. La región en donde se encuentra más litio en todo el mundo después de Australia es en esta área. Creo que el potencial para la Argentina es importantísimo y refuerza la importancia de poder seguir con las reformas que se están avanzando ahora para llegar a ese punto en donde la Argentina tenga la estabilidad necesaria para poder seguir atrayendo inversión doméstica e internacional.

-En materia de nearshoring en el continente americano, ¿hay alguna iniciativa regional para traer esas cadenas de valor a todo el continente o todavía es algo que están aprovechando algunos países puntuales como México?

La dinámica política está cambiando particularmente influida por la tensión entre Estados Unidos y China. Como habíamos platicado, no creo que eso va a cambiar dependiendo del resultado de las elecciones en Estados Unidos. Esa dinámica está impulsando una reconsideración de las cadenas de valor globalmente. El beneficio principal, el primero, ha sido en el sureste de Asia porque ha sido lo más fácil para relocalizar esas cadenas, pero la intención es acercarlas más cerca a casa. Aquí sí creo que hay un potencial enorme para América Latina y aquí los recursos hacen una diferencia también. Donde se encuentra litio y cobre es aquí en Sudamérica. El potencial para el procesamiento en esta región creo que es grande también. Lo que falta es el nivel de actividad, particularmente en la parte de Estados Unidos, en recursos y el impulso para la inversión que tiene que venir. Aquí, cuando uno empieza a comparar la iniciativa que se llama Belt and Road Initiative de China y las herramientas que tiene Estados Unidos entre Development Finance Corporation y el Ex-Im Bank, no hay mucha comparación. Realmente China está invirtiendo más dinero que Estados Unidos. Si Estados Unidos quiere encontrar que su retórica resulte en acciones que puedan ser competitivas frente a los impulsos de China entonces va a tener que cambiar la tendencia de inversión, que todavía a este punto no ha hecho.

-Un dato interesante de las últimas dos COP en Emiratos Árabes Unidos y Egipto es que son dos países que están construyendo centrales nucleares de distintos proveedores. La energía nuclear esta entrando en países en vías de desarrollo nuevamente. ¿Qué estás viendo ahí?

Son dos países con características muy distintas. No voy a comentar sobre Egipto porque honestamente no sé el estatus que tiene el desarrollo del programa nuclear ahí. En los Emiratos, uno de los compromisos fundamentales que asumieron es que todo el uranio que usen luego va a ser reprocesado en otro lugar. En Francia particularmente ahora, y si Estados Unidos eventualmente va a llegar ahí es otra cosa. Y se han comprometido a no mandarlos a Rusia. Lo que estamos viendo es que la energía nuclear puede ser una herramienta de cero carbono que puede contar por alrededor del 20% de la generación de energía eléctrica globalmente. Si quitamos la posibilidad del uso de energía nuclear del marco de transición energética pues no solamente se hace más difícil pero es casi imposible ver cómo llegamos a las metas que tenemos. La innovación en energía nuclear particularmente con lo que llaman los Small Modular Reactors se ha hecho importantísimo por dos razones. Uno es que es un sistema cerrado que le da más seguridad y segundo porque tienes la capacidad de potencialmente utilizarlo en lugares que son difíciles de llegar, en donde a lo mejor pueden tener un costo que sea más alto que la red. Pero si esos lugares son áreas tan extremas que la alternativa es no tener energía, el costo alto de energía puede ser más barato que no tener energía. Entonces aquí se empiezan a abrir alternativas que son interesantes, por eso estamos viendo el nivel de interés y de inversión en la innovación de energía nuclear, particularmente en los Small Modular Reactors. Para entender cómo se pueden utilizar no necesariamente para la red, pero utilizarlo en distintas áreas que sean remotas, y también utilizarlo como un backup cuando sea necesario.

, Nicolás Deza

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YPF avanza en la aplicación del modelo Toyota en la industria petrolera

El presidente y CEO de YPFHoracio Marín, fue recibido por el presidente de Toyota ArgentinaGustavo Salinas, en la planta de la automotriz en la localidad de Zárate. Este primer encuentro les permitió a las autoridades de YPF conocer la implementación del Toyota Production System (TPS), el método productivo de mejora continua que le permite a Toyota ser una empresa modelo de productividad y sustentabilidad a nivel mundial. Esta visita forma parte de las metas que fijo Marín para la compañía quien, en el Vaca Muerta Insights -evento energético organizado en conjunto por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal- adelantó que uno de los objetivos era aplicar la industria automotriz en la industria petrolera y hacer que la construcción del pozo sea igual a la construcción de un automóvil.

Modelo de trabajo

El TPS es una filosofía de trabajo desarrollada a lo largo de la historia de Toyota que se ha estudiado en todo el mundo. Es una manera de hacer que tiene como pilares el justo -a-tiempo y el “Jidoka” que puede traducirse como “automatización con un toque humano”. Se basa en la premisa de facilitar el trabajo a las personas eliminando la “muda”, es decir, los procesos inútiles, lo que no contribuye al objetivo final, siempre buscando la mejora continua o “Kaizen”, según precisaron.

El TPS se aplica en todas las áreas de Toyota, desde la producción hasta el servicio al cliente. Y es adaptable a cualquier proceso productivo o administrativo. Toyota Argentina colabora con otras empresas y organizaciones para aplicar el TPS en sus propias actividades. YPF Luz es una de ellas, que lo incorporó en 2021 y ha obtenido importantes mejoras en sus procesos de compras, comercio exterior y entrega de materiales.

“En el marco del Plan estratégico que anunciamos en YPF buscamos hacer foco en la definición de estándares de clase mundial para ser eficientes, reducir los costos y aumentar la productividad. Para lograr ese objetivo vinimos a Toyota, con quienes nos une un vínculo estratégico, con la finalidad de conocer y aprender de ellos a partir de la metodología de TPS”, afirmó Horacio Marín, el presidente y CEO de la compañía.

La visita

Según indicaron desde las compañías, esta visita reafirma el compromiso y la alianza que une a ambas compañías, que tienen una larga historia como socios estratégicos, trabajando juntos y acompañando la evolución tecnológica. “Desde 2018, venimos desarrollando junto a YPF diferentes ejes estratégicos que abarcan desde la provisión de energía eléctrica renovable hasta el suministro de combustibles y la participación conjunta en actividades de motorsports. La implementación del Toyota Production System (TPS), con el que venimos trabajando junto a otras empresas e instituciones, nos permitirá afianzar esta alianza y seguir explorando nuevas oportunidades de colaboración entre ambas compañías”, afirmó Gustavo Salinas, presidente de Toyota Argentina.

YPF es el proveedor del combustible y lubricantes para el primer llenado de todos los vehículos Toyota y para la flota propia a través de YPF Ruta. También, Toyota recomienda la utilización de INFINIA en sus vehículos porque tiene certificación TOP TIER, supera los máximos niveles de calidad y permite el mejor desempeño de los motores más exigentes.

Este vínculo con Toyota se extiende también a los equipos de competición. YPF LUZ es su proveedor de energía eléctrica, acuerdo que le permitió a Toyota ser la primera empresa en fabricar sus autos con electricidad 100% renovable.

, Redaccion EconoJournal

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Recortes de la OPEP y posible superávit de petróleo a fin de año

La producción de petróleo de la OPEP aumentó en mayo, según Reuters gracias al aumento de las exportaciones de Nigeria e Irak que compensaron el impacto de los actuales recortes de suministro por parte de algunos miembros de la OPEP+.

La organización bombeó 26,63 millones de barriles por día (bpd) el mes pasado, 145.000 bpd más que abril, según la encuesta, basada en datos de envío e información de fuentes de la industria.

El aumento de Irak se produce a pesar de que el país, el segundo mayor productor de la OPEP, junto con Kazajstán, miembro de la OPEP+, se comprometieron a compensar la sobreproducción anterior realizando más recortes en el resto de 2024.

Varios miembros de la OPEP+, que incluye a la OPEP, Rusia y otros aliados, hicieron nuevos recortes en enero para contrarrestar la debilidad económica y el aumento de la oferta fuera del grupo. Los productores decidieron el domingo mantenerlos vigentes durante el tercer trimestre, después de haberlos extendido hasta junio.

Irak y Nigeria aumentaron cada uno su producción en 50.000 bpd, mientras que Argelia la redujo como resultado del mantenimiento de los yacimientos petrolíferos.
La OPEP bombeó alrededor de 250.000 bpd más que el objetivo implícito para los nueve miembros cubiertos por acuerdos de recorte de suministro, e Irak representó la mayor parte del exceso, según el estudio.

Entre los que no estaban obligados a recortar la producción, Irán y Venezuela aumentaron ligeramente la producción. Irán está bombeando cerca de un máximo de cinco años alcanzado en noviembre después de registrar uno de los mayores aumentos de producción de la OPEP en 2023 a pesar de que las sanciones de Estados Unidos que aún están vigentes.

Si la OPEP libera la producción el mercado podría sufrir un vuelco desde el déficit de petróleo hasta el superávit en pocos meses. A medida que vayan desapareciendo los recortes voluntarios, el torrente de petróleo nuevo de la OPEP desembocará en el creciente torrente de crudo que producen Estados Unidos, Canadá, Guyana y Brasil.

En los últimos 12 meses Irán aumentó su producción en unos 500.000 barriles por día (bpd), Brasil, hasta 400.000 bpd, Nigeria, Canadá, Guyana, Venezuela y otros hicieron lo propio. Algunos de ellos no podrán mantener su ritmo de crecimiento mucho más, pero en otros casos, como Brasil y Guyana, es probable que el crecimiento de la producción continúe a un ritmo cercano al actual”, advierten desde Gavekal Research.

Los expertos estiman una sobreoferta de petróleo para finales de año y durante 2025: “Entre los próximos 12-15 meses los países que no están sujetos a las cuotas de la OPEP+ probablemente aumenten su producción en alrededor de 1 millón de bpd, o más, dependiendo en gran medida de la capacidad de Irán para aumentar aún más su producción. Luego hay que considerar a Estados Unidos”, señalan. Por otro lado, hay que tener en cuenta los importantes volúmenes de producción de Brasil y Guyana.

La producción mundial de crudo podría crecer fácilmente en 3,5 millones de bpd desde los niveles actuales para finales de 2025, lo que equivale a un crecimiento interanual de alrededor de 2,3 millones de bpd. Se trata de un aumento considerable, dado que en los últimos meses la demanda mundial de petróleo ha estado creciendo a un ritmo interanual de entre 1,5 millones y 2 millones de bpd”, aclara la nota publicada por Gavekal Research.

Teniendo en cuenta el acuerdo de la reciente reunión de la organización, es probable que el mercado del petróleo registre un superávit en los próximos trimestres. Esto conducirá a una acumulación de inventarios y precios bajos, con 70 dólares por barril, en lugar de 80 dólares por barril, y los 65 dólares por barril para el para el West Texas durante este año”, sentencian los analistas de Gavekal Research.

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Combustibles: aumentaron 3% promedio los precios de las naftas y gasoil

Los precios de los combustibles volvieron a aumentaron un 3% desde este sábado 1° de junio en todas las estaciones de servicio del país.

Tras la liberación del precio de los combustibles, a la hora de definir los aumentos las petroleras tienen en cuenta cuatro factores:

Precio internacional del petróleo tipo Brent, de referencia para Argentina

Precios de los biocombustibles para la mezcla con nafta y gasoil

Movimientos del tipo de cambio (devaluación mensual)

Impuestos a los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono

Y esta suba se da luego que el Gobierno decidió descongelar la actualización de los impuestos a los combustibles. Esa medida quedó oficializada por el Decreto 466 firmado por Javier Milei, el saliente Nicolás Posse y Luis Caputo el lunes 27 de mayo pasado. Con esta medida, se decidió sostener virtualmente el congelamiento de precios en los surtidores, ya que la suba de los impuestos es de apenas 1%.

Combustibles: ¿de cuánto es la suba de impuestos?

Según el decreto, el aumento de combustibles a partir del 1 de junio será de $10,74 por cada litro de nafta y de $9,18 para el gasoil, sin zonas diferenciales. Si a éste último valor se le agrega la zona diferencial el impuesto total al gasoil llega a $13,644.

De este modo y solo por la suba de impuestos, la nafta súper de YPF en Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) pasará de los actuales $870 a unos $880,74 (suba del 1,23%), mientras que la nafta premium avanzará de $1.074 a $1.084,74, un 1% más.

Por su parte, el gasoil común (grado 2) pasará de costar $918 a un valor de $928,18, un 1% adicicional. Por último, el gasoil premium (grado 3) avanzará de $1.167 a $1.176,18, un 0,80extra.

¿Qué otros factores inciden en la suba de los precios?

Pero las petroleras agregarán a estos porcentajes de aumento, de entre 1% y 1,5%, la devaluación mensual habilitada por el Gobierno de 2% mensual (crawling peg) y la variación del precio internacional del barril de crudo Brent, el de referencia para la Argentina y Vaca Muerta.

En último caso, el petróleo cayó de casi u$s90 en abril a los actuales u$s82, con lo cual las empresas no trasladarían en total más del 2% o 3% al precio final de los combustibles a partir de este sábado. Es más, hay empresarios que hablan de un “empate” este mes.

Al 3% también se le incorpora la suba del precio de los biocombustibles. Semanas atrás la Secretaría de Energía dispuso que el litro de bioetanol elaborado a base de caña de azúcar tiene un precio de $622 desde mayo, mientras que el elaborado a base de maíz, de $570. Por otra parte, estableció que el biodiesel que se utiliza para su mezcla obligatoria con gasoil sube a un precio mínimo de adquisición de $938.540 por tonelada.

Según pudo saber Energy Report, si se tienen en cuenta los impuestos, la caída del petróleo internacional, la devaluación mensual y los nuevos precios de los biocombustibles, el incremento a partir de junio debería ser de hasta 3% máximo, aunque en el sector algunos empresario pujaban por llegar a 5%. Lo que es seguro es que con el objetivo de no revetir la desaceleración de la inflación, el Gobierno no permitiría más que ese tope.

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Los Petroleros rechazan la vuelta del impuesto de Ganancias por “ser regresivo”

La Federación Sindical Argentina de Petróleo, Gas y Biocombustibles realizó un plenario junto a los Sindicatos de Campana, Avellaneda y Bahía Blanca, con el objetivo de abordar las diferentes problemáticas de esos sectores.

Además, aprovecharon la ocasión para enfatizar el rechazo a la vuelta del impuesto a las Ganancias.

Dentro de los objetivos que las organizaciones sindicales se propusieron para el encuentro en la sede bonaerense de Campana, se trazó una agenda en común y estratégica de cara a los desafíos del sector, ya que en la provincia están las tres refinerías más importantes del país.

“Hubo un muy interesante debate e intercambio”, afirmó el bahiense Gabriel Matarazzo, en su doble rol de secretario de Hacienda de la Federación y secretario general del sindicato de Petróleo, Gas y Biocombustible de nuestra ciudad.

En representación del gremio de nuestra ciudad también participó de este cónclave el dirigente Fabio Pierdominici.

“La provincia de Buenos Aires es el motor productivo que tiene el país, con las tres refinerías mas importantes, y estamos concientizando a la población en general y a la política sobre proyecto offshore instalado en Mar del Plata”, sostuvo Matarazzo.

“Por eso es extrema necesidad aunar esfuerzos para lo que viene”, señaló.

Por otra parte, el dirigente petrolero reconoció que “estamos expectantes por la Ley Bases” y aseguró que “Ganancias no es un tema menor”.

“Creemos que es un impuesto regresivo que va en contra del esfuerzo, el mérito y el sacrificio”, criticó, en tanto que remarcó que “nuestra actividad es de muchas horas, feriados y lejos de las familias”.

En ese sentido, la conducción de los tres gremios y de la Federación fue la de llevar “tranquilidad a los trabajadores, a sabiendas de que si “este negocio tiene mucho para dar también tiene que dar un poder adquisitivo a la par de lo que se está viviendo”.

“No queremos que este maldito impuesto se vuelva a reinstalar”, reiteró.

Según estimó Matarazzo, la pérdida salarial alcanzaría el 40% del sueldo y dejaría los netos por debajo de un ingresante.

“En Bahía Blanca, prácticamente todos los afiliados deberían pagarlo”, manifestó días atrás Gabriel Matarazzo.

“Creíamos que era una etapa superada”, lamentó, y calificó de “grosero” al perjuicio que sufrirán los trabajadores.

“La expectativa de nuestros trabajadores era la eliminación de impuestos”, reiteró el dirigente sindical, tras remarcar que los reclamos esbozados desde la Federación vienen desde 2004 por los que no se tratan de cuestiones “político-partidarias”.

Por estos motivos, el Plenario finalizó con los trabajadores de Trafigura, Axión, Shell y Dapsa, otorgando mandato a la Federación para implementar las medidas necesarias en defensa del salario.

Acuerdo paritario

La Federación comenzó las negociaciones salariales del período paritario 2024/2025 para el sector de Refinerías (CCT 449/06) y acordó un aumento del 8,8% en mayo, en base al índice IPC de abril.

El porcentaje se hará efectivo a través de una suma extraordinaria no remunerativa, con base de cálculo abril de 2024. El monto pasará a formar parte de las planillas salariales a partir de junio.

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Ley Bases: sigue el subsidio al gas para zonas frías que beneficia 90 distritos bonaerenses

El dictamen final de comisión de la Ley Bases que salió del Senado mantiene el beneficio para las regiones que en 2021 se incorporaron al régimen de “zona fría”, por el cual unos 90 distritos de la provincia de Buenos Aires y cerca de la mitad de los usuarios residenciales de gas natural del país reciben un descuento de entre 30% y 50% en sus facturas finales.

El eje había sido excluido en la media sanción de la Cámara de Diputados, aunque ahora en el dictamen de comisión en la Cámara Alta, se incluyó la ampliación de su alcance determinado por la Ley 27.637 impulsada en su momento por el diputado Máximo Kirchner.

La Ley 25.565 de 2002, a través de su artículo 75, creó el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas de Zonas Frías, el cual permite solventar cuadros tarifarios diferenciales para los servicios de gas por redes, gas propano indiluido por redes y la venta de cilindros, garrafas o gas licuado de petróleo a granel de las regiones Patagónica, Puna y Malargüe. Al año siguiente se extendió también a distritos bonaerenses y algunos departamentos en las provincias de San Juan, La Rioja, Catamarca, Salta y Jujuy. 

El universo actual de beneficiarios es de 231 departamentos y 4,3 millones de usuarios sobre un padrón de 9,4 millones, es decir un 46% del total nacional, uno de los mayores cuestionamientos que realizó la actual gestión de Javier Milei. En suelo bonaerense son alrededor de 90 localidades y más de 1.240.000 hogares los que cuentan con este beneficio. La mitad con una reducción del 30% y la otra con el 50%.

Si bien los subsidios por zona fría no surgen de un aporte del Tesoro, sino que se financian con un recargo del 5,44% sobre el precio del gas (PIST) en las facturas de todo el país, la intención del Gobierno libertario siempre fue eliminar el beneficio. Pero la presión de los gobernadores y senadores de las provincias implicadas, ante lo que será un fuerte ajuste tarifario, hizo que finalmente se mantenga en el dictamen esta reducción.

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El Gobierno avanza con la quita de subsidios energéticos: cuánto aumentan las tarifas de luz y gas

El Gobierno oficializó el comienzo del periodo de transición hacia un nuevo esquema de subsidios energéticos, reduciendo los topes máximos de consumos subsidiados para usuarios de ingresos bajos y medios, otorgando bonificaciones y estableciendo nuevos valores mayoristas para el gas y la luz.

Los nuevos lineamientos fijados por el Ejecutivo se conocieron este martes mediante cuatro resoluciones publicadas en el Boletín Oficial, enmarcadas dentro de la etapa de transición para pasar de subsidios generalizados a focalizados, que va desde el 1 de junio al 30 de noviembre.

Desde la Secretaría de Energía explicaron que “se efectiviza así el inicio del proceso para pasar de un régimen de subsidios generalizados a uno focalizado, en el cual el usuario puede conocer el costo del kwh de energía eléctrica y m3 de gas natural que es idéntico para todos, y la asistencia que le brinda el Estado Nacional a los usuarios según su capacidad de pago y que alcanza hasta un límite de consumo limitado mediante el reconocimiento de un pago menor (bonificación)”.

Actualmente, los subsidios están segmentados de acuerdo a tres tipos de hogares: los de ingresos altos (N1), ingresos bajos (N2) e ingresos medios (N3). Los N2 y N3 son los que cubren la menor parte de los costos de la energía que consumen.

Luz

El área encabezada por Eduardo Rodríguez Chirillo dispuso actualizar el Precio Estacional de la Energía (PEST) para el período mayo-octubre a $57.214 por megawatt hora (MWh) para todos los usuarios residenciales. Este valor no se actualizaba desde el año pasado y sirve para calcular una parte del costo final de las tarifas.

La normativa dispuso que para los hogares de ingresos altos el impacto de la actualización del PEST sea total. Mientras que para los hogares de ingresos bajos (Nivel 2) y medios (Nivel 3) les aplicará sobre ese valor una bonificación del 71,9% y 55,9%, respectivamente.

De esta manera, Energía calculó a modo de ejemplo, considerando consumos promedios residenciales de 260 KWh, que las boletas pasarán de:

N1 pasará de $24.710 a $30.355

N3 pasará de $6.585 a $16.850

N2 pasará de $6.295 a $12.545

Asimismo, se fijaron nuevos topes de consumo, por lo que los usuarios que los superen abonarán más caro el servicio eléctrico. Los hogares de ingresos altos no tienen topes. En tanto que para los de ingresos medios el nuevo tope en la cantidad subsidiada será de 250 kWh/mes, reemplazando los anteriores 400 kWh/mes.

Los de ingresos bajos, por su parte, tendrán un máximo de consumo subsidiable de 350 kWh/mes, “dejando sin efecto el hecho de que estos usuarios no tenían ningún límite al consumo subsidiado, incentivando con esta medida el consumo eficiente y responsable”, precisó Energía.

En cuanto a los nuevos topes de consumo para los usuarios eléctricos sin acceso al servicio de gas natural por redes y gas propano indiluido por redes, ubicados en determinadas zonas bioclimáticas, se fijó en 500 kWh/mes para los N3 y 700 kWh/mes para los N2, sólo para el período del 1º de junio hasta el 31 de agosto de 2024.

Desde el área energética explicaron que “los consumos menores a los topes establecidos se denomina consumo base”, por lo que “los consumos a los topes establecidos anteriormente se considerarán consumos excedentes y se pagarán a los precios PIST y PEST fijados por la Secretaría de Energía, sin bonificación”.

Gas

Energía también actualizó el precio de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), que se traslada a las tarifas finales, estableciendo el costo para el período mayo-octubre en US$3,30  por millón de BTU.

Los usuarios de N1 (altos ingresos) continuarán pagando la totalidad del precio PIST determinado ya que no perciben subsidios. Los usuarios N2 tendrán una bonificación del 64% sobre el precio que pagan los de altos ingresos, mientras que los residenciales N3 tendrán una bonificación del 55% sobre el PIST.

En cuanto a los topes o límites de consumo bonificados, en el caso del gas natural, los N1 no tienen topes. Los hogares de ingresos medios mantienen vigentes actuales, según distribuidora, mientras que para los de ingresos bajos, se aplican los mismos topes de consumo que para los N3.

Durante junio 2024, en los tres niveles de segmentación, el valor promedio de las facturas finales mensuales serán las siguientes:

N1, con un consumo promedio de 149 m3, pasará de $25.756 a $28.142

N3, con un consumo promedio de 171 m3, pasará de $24.465 a $26.865

N2, con un consumo promedio de 159 m3, pasará de $15.638 a $20.797

Desde Energía aclararon que “se mantienen los regímenes de subsidios específicos como Tarifa Social y Zona Fría”, mientras que “para las entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables, en los términos de las Leyes No 27.218 y 27.098, se aplican las bonificaciones al precio de gas natural y energía eléctrica para N2 para el total del volumen consumido”.

Además informaron que los usuarios que ya hubieren solicitado su inclusión en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) no tendrán que volver a inscribirse.

Asimismo, argumentaron la actualización tarifaria sosteniendo que “en época de escasez y de ajuste de los recursos del Estado es necesario rever y reordenar los subsidios para contribuir al equilibrio fiscal sin descuidar la ayuda a los usuarios vulnerables”.

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YPF logró el récord de etapas de fracturas por set en Vaca Muerta: la razón por la cual la actividad mostró una leve caída durante mayo

Mientras la compañía con control estatal alcanzó las 283 punciones a través de Halliburton, el desplazamiento de otro set al Pozo Maypa X-1 de Santa Cruz hizo que se registrara una pequeña merma en la cuenca neuquina. Con 1584 etapas de fractura, el mes de mayo volvió a arrojar cifras positivas en la actividad de Vaca Muerta. Si bien el número es menor a las 1600 registradas en abril, la producción arrojó un aspecto positivo en vistas al futuro de la industria. Se trata de YPF, que logró el récord de etapas de fracturas por set: fueron 283 a través […]

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Causa del litio: ampliaron la denuncia judicial contra funcionarios del Ministerio de Defensa

Una denuncia contra dos funcionarios vinculados a la Dirección Nacional de Inteligencia Estratégica Militar (DNIEM) del Ministerio de Defensa fue ratificada y ampliada durante las últimas horas en la Justicia Federal, por lo que ambos involucrados quedaron al borde de ser echados de la cartera que encabeza Luis Petri.

La demanda es presuntamente por usar en forma personal fondos destinados a viáticos y desviar a beneficio propio dinero de racionamiento que tiene como fin proveer de alimentación a civiles y miembros de las Fuerzas Armadas.

Según replicó la agencia Noticias Argentinas, la presentación penal, que quedó a cargo del Juzgado Federal número 2 de Sebastián Ramos, ya fue ratificada y ampliada con las pruebas correspondientes.

La misma incluye también posibles acusaciones por espionaje ilegal contra empresas argentinas y bolivianas que explotan litio, con el objetivo de favorecer a firmas alemanas que mediante 
presuntos métodos extorsivos puedan quedarse con el negocio del valioso mineral y ejercer un monopolio en el norte del país y en la nación del altiplano.

La causa, generada tras una denuncia que envió un anónimo a la Justicia, está caratulada como presunta “defraudación pública al Estado”, “malversación de fondos públicos”, “abuso de poder” e “inteligencia clandestina”.

El primero de los denunciados es Francisco Javier Moliterno, quien fue designado director de la DNIEM durante la gestión de Alberto Fernández y ahora tiene un cargo menor pero con mucho poder, ya que algunos dicen que “opera tras las sombras”.

“Forma parte de la planta permanente del Ministerio desde el año pasado, pero ahora no está operativo. Lo tienen `guardado`”, remarcaron las fuentes consultadas por NA.

El otro denunciado es el actual director de la DNIEM, Marco Alberto Constenla, mientras que el tercero en cuestión es el ex director de Inteligencia Nacional Carlos Molina, quien ya no forma parte más de la cartera desde hace un tiempo.

Tanto Moliterno como Constenla están con un pie afuera de Defensa, “casi echados”, tras esta denuncia judicial.

De hecho, la DNIEM podría desaparecer ya que forma parte de un proceso de reestructuración dentro de la cartera, a llevarse a cabo en los próximos meses, y sería absorbida por una especie de Secretaría de Inteligencia Exterior. De hecho esos cambios dentro del Ministerio podrían llevar también a prescindir de otros funcionarios. 

Según consta en la presentación judicial, los presuntos acusados “habrían comenzado desde el Gobierno anterior presuntamente a apropiarse de fondos públicos y reservados de la DNIEM continuando con este accionar en la gestión actual”.

“El mecanismo de fraude consistiría en realizar pedidos de viáticos de fondos públicos para ser utilizados por Moliterno para su uso personal, entre otros, vacaciones familiares junto a su esposa Rocío Soledad Canaves e hijos menores de edad”, se indicó.

Canaves justamente “habría ingresado como miembro de planta permanente en la DNIEM, pero jamás habría concurrido a cumplir funciones laborales ni se le habría asignado tarea alguna a
realizar desde su domicilio”.

En uno de los pedidos, Moliterno solicitó 139.140 pesos por costos de desplazamiento y viáticos por 27.828 pesos cada día para un viaje a la ciudad chubutense de Esquel junto a su esposa en una misión oficial que iba del 21 al 25 de agosto de 2023.

Sin embargo, en fotos subidas a redes sociales, el denunciado se mostraba junto a su pareja y a sus dos hijos menores de edad disfrutando del paisaje y realizando actividades en grupo, en lo
que finalmente eran vacaciones familiares.

Por otra parte, otra de las denuncias presentadas radica “en un mecanismo que se complementaría con la creación de contratos de personal que directamente no existiría y de la tercerización de servicios que tampoco existirían, lo que permitiría el cobro de dichos fondos y su utilización con fines particulares”.

Además, los presuntos acusados estarían “reteniendo el dinero destinado al pago de racionamiento (haberes que conforman la cuota de alimentos para el personal) desviándolo a cuentas para su uso particular”.

En la denuncia penal, se cita como ejemplo una nota de autorización de retiros de fondos de febrero de 2024 firmada por Moliterno, por la suma de 13.365.083,22 pesos, la cual una empleada sacó
del Banco Nación.

Esa cifra tenía que ser para pagar el racionamiento de los efectivos y del personal civil correspondiente a julio, agosto, septiembre y octubre de 2023, pero no se hizo.

En la presentación judicial se sospecha que los denunciados “formarían parte de una presunta organización dentro de un organismo de inteligencia, destinada a defraudar a la Administración Pública Nacional”.

Presunta inteligencia ilegal sobre empresas de litio

Esa denuncia no es la única que arrastran Moliterno y Constela, ya que fueron acusados presuntamente de autorizar operaciones de inteligencia por parte de empresas privadas alemanas en territorio argentino y boliviano.

En ese sentido, “Moliterno dirigiría una facción conformada por personal de la Armada Argentina, encabezada por el contraalmirante Core, quien es el padrino del hijo menor de Moliterno, aportando apoyo externo a la operación con un grupo de la Armada Argentina”.

Asimismo, el presunto acusado “opera estos temas con el coronel mayor Gabriel Pietronave y las reuniones se dan los viernes por la tarde para el intercambio de información de inteligencia que le brindan al personal militar de la Embajada teutona (escuchas, seguimientos y otros), percibiendo a cambio el presunto el pago de 250 mil euros”.

El enlace sería un miembro militar de la sede diplomática germana en la Argentina identificado como capitán de fragata Peter Chistian Semrau y el fin sería conseguir información que permita a las empresas extranjeras de capital privado adquirir compañías nacionales y monopolizar el mercado del litio, un negocio más que rentable por los próximos 10 ó 15 años, aproximadamente.

La Justicia debe investigar y determinar si el pedido es directo del Gobierno alemán o es un trabajo encomendado por una empresa privada de ese país a este militar.

La tarea de los denunciados consistiría “en hallar alguna situación o hecho que puedan complicar a los dueños de las firmas argentinas y bolivianas y así extorsionarlos con el objetivo de que les vendan las empresas a los alemanes y así quedarse con toda la explotación del litio en el norte argentino y en Bolivia”.

Ya con la ratificación y la ampliación consumada de la denuncia, es el juez federal Ramos el que debería avanzar con la investigación.

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Excelerate expande su visión del negocio de GNL en la Argentina

La compañía estadounidense estudia oportunidades para comercializar directamente a generadoras eléctricas de gas regasificado para centrales térmicas. Excelerate Energy está desplegando un nuevo plan de negocios para la Argentina, a la par de las operaciones que viene desarrollando desde 2008 con los servicios de regasificación de Gas Natural Licuado (GNL) desde sus buques amarrados en las terminales de Escobar y eventualmente en Bahía Blanca. El avance del proyecto que YPF y Petronas llevan adelante para una megaterminal de producción de GNL, a la que pretende sumar a al menos otros cuatro grandes productores de gas, motivó que la iniciativa propia […]

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El GNC volvió a subir en Buenos Aires y casi triplicó su valor en seis meses

Tras la normalización del suministro de Gas Natural Comprimido (GNC) en las estaciones de servicio llegó otro aumento, que alcanzó el 6,35%. Con esto, la suba desde diciembre pasado llega al 180% y en el interior bonaerense este combustible se acerca a los 670 pesos por metro cúbico (m3).

La suba llegó este martes a muchas localidades, como en Mar del Plata, donde si bien a la mañana todavía algunas estaciones exhibían los carteles con el combustible a $ 629 por m3, más tarde fueron modificando las señales con el nuevo precio.

En diciembre pasado, el GNC rondaba los 239 pesos por m3, mientras que la nafta de YPF estaba en unos 470 por litro. Como ese combustible está ahora cerca de los $ 1.100, la brecha con el gas se ha ido reduciendo cada vez más.

El incremento afecta, sobre todo, a los taxis y remises. 

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El 97% de las exportaciones mineras se divide entre las cinco provincias

Declarado en abril de 2024, el sector minero argentino realizó exportaciones por 267 millones de dólares, lo cual representa una caída anual del 9,9%, según el informe mensual del Departamento de Promoción Nacional y Economía Minera. Examinado por el departamento que forma parte de la Subsecretaría de Desarrollo Minero, este estudio también considera el año acumulado. En este sentido, muestra que el monto total de las exportaciones mineras durante los primeros cuatro meses de 2024 fue de USD 1.134 millones, 13,9% menos que lo exportado durante el mismo periodo de 2023. Del total que exportó la industria minera en abril, […]

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Aramco quiere ser un actor global en GNL

Aramco quiere ser un actor global en GNL y hasta liderar el mercado global de gas para lo que adquirió MidOcean Energy bajo el concepto de que este mercado es clave en la transición energética. El próximo paso de Aramco: llevar gas a nuestro mercado global con GNL, comunicó hoy la compañía. “Nuestra oferta de gas crece con una nueva asociación estratégica enfocada en explorar nuevas oportunidades en Gas Natural Licuado (GNL)”, informó la compañía. Aramco incursiona en el negocio global del GNL adquiriendo una participación en MidOcean Energy y busca ser un actor global en GNL. “Creemos que el […]

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YPF procurará en Chubut 20 mil toneladas de arenas silíceas

En su operación en Vaca Muerta, la compañía se habría comprometido a responder a las compras de arenas silíceas a la planta de Dolavon. Antes de trabajar con las canteras que están cercanas a los centros operativos, se trata de las arenas silíceas, ya que são un elemento esencial para la actividad en el shale. Incluso si River Negro se mudara a Chubut, YPF volverá a responder por las compras realizadas en la planta de Dolavon. El punto fundamental para el fracking de Vaca Muerta es la logística. Las empresas tienen como objetivo alcanzar el margen de tiempo perdido y […]

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