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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Cuello de botella: perforación

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

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

Costos ocultos

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

Últimos proyectos clave en entrar en operación

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

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

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

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

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

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

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

 

 

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Proponen eliminar restricciones para proyectos de generación distribuida en Centroamérica

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Inscripciones

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Bloques

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

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

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

La jornada

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

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

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

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

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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San Antonio nombró a Fernando Rearte como nuevo CEO

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

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

Trayectoria

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

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

Fernando Rearte

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Acerca de Milicic

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

Más información: www.milicic.com.ar

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

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

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

Miguel Galuccio tocó la campana en Wall Street.

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

Metas

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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Milicic comenzó la Fase 4A de Cerro Negro

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

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

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

El trabajo

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

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

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

La mina

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

Las tarifas del AMBA

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

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

Las tarifas del resto del país

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Minería: Las mejores 7 mineras de oro del 2024

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

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Gas: El gasoducto de Vaca Muerta rompe récord de transporte

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

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

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

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Inversiones: Aluar anunció una millonaria inversión en Chubut

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

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Combustibles: Puma Pris ya tiene un millón de usuarios

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Ramificaciones de la interna política

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

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

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

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

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

Extensión de vida

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

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

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

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

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

, Nicolás Deza

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Honduras anuncia su primera licitación de almacenamiento con baterías

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

A continuación, todas las obras de la licitación:

Obras transmisión licitación CEN

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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ACERA, ACESOL, Generadoras de Chile y GPM se posicionan sobre el proyecto de ley del nuevo subsidio eléctrico

En relación con el Proyecto de Ley del nuevo subsidio eléctrico presentado el 26 de agosto del presente año por el Gobierno, la Asociación de Generadoras de Chile, la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL A.G.) y la Asociación de Pequeños y Medianos Generadores (GPM A.G.), emitieron una declaración pública en la que declaran lo siguiente:

Compartimos la preocupación por encontrar mecanismos de ayuda para las familias más vulnerables de nuestro país para enfrentar el alza de las tarifas eléctricas, pero creemos que éstos deberían ser coherentes con otras políticas públicas de subsidio y con una visión estable y de largo plazo para el correcto desarrollo de la industria eléctrica, particularmente en el escenario actual de transición energética y compromisos de carbono neutralidad adquiridos por Chile.
El congelamiento de precios de la energía fue una decisión política del Estado por las circunstancias extraordinarias originadas en 2019. Entre 2019 y 2024, período en el que también subió el valor de otros bienes básicos, se dictaron tres leyes que estabilizaron únicamente las tarifas eléctricas, las que no fueron solicitadas por la industria de generación ni consultadas a las personas. 
A cinco años de la primera intervención de los precios de la energía, tres leyes de estabilización dictadas y a solo cuatro meses de la última ley que establecía el subsidio para las familias más vulnerables, este 26 de agosto el Gobierno presentó un nuevo proyecto de ley que pretende modificar las condiciones de dicho subsidio.
La propuesta presentada adolece de graves deficiencias y perjudica sustancialmente, al menos, los siguientes principios base sobre los que se desarrolla todo sector productivo que aporta al crecimiento de la economía y la generación de empleos del país:
Predictibilidad Jurídica: alterando de manera continua e intempestiva las condiciones regulatorias sobre las que la industria de generación ha desarrollado y colaborado con la política del Estado de Chile sobre transición energética y descarbonización.
Confianza Legítima en la Autoridad Política: definiendo nuevas cargas públicas sin fundamentar sus medidas ni explicar los efectos sobre las personas y las empresas: consumo, niveles de precios, inflación y condiciones de inversión.
Reparto Proporcional de las Cargas Públicas: estableciendo cargas tributarias de manera ad-hoc a sectores económicos determinados, sin considerar financiamiento alguno que provenga de un ejercicio de administración financiera eficiente y focalizada por parte del Gobierno.
La industria de Generación Eléctrica ha sido un aliado permanente de Chile en la transición energética y la descarbonización, lo que se ve reflejado en: aporte de más de USD 30 mil millones en inversión directa en regiones; diversificación de la matriz energética; incremento del número de productores de energía eléctrica a más de 700; aumento de la penetración de energía renovable, con valores superiores al 65%, una progresiva reducción en las emisiones de carbono del sector eléctrico. Todo esto ha llevado a Chile a ser permanentemente reconocido en diversos rankings y foros a nivel mundial.
Confiamos en que la discusión permita encontrar respuestas necesarias, viables y expeditas para focalizar la entrega de un beneficio con cargo a fondos públicos y, a la vez, respetar las señales regulatorias para que todos los actores del sector energético podamos avanzar en los desafíos que son clave para el sector, como las condiciones de suministro, almacenamiento y transmisión eléctrica, que son determinantes para inyectar energía de precios competitivos en el sistema.

 

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Variación: los precios bajaron a USD 0/MWh durante 55 horas en la zona de Crucero y los USD 235,6/MWh en Puerto Montt

El precio promedio en Polpaico fue de USD 48,1/MWh, un 7% más alto que la semana pasada y un 8% más bajo en comparación con hace un año.

Evolución del Costo Marginal en Polpaico durante los últimos años

Esta semana la generación totalizó 1,68 TWh en respuesta a una demanda que aumentó un +7,5% respecto a la semana pasada.

Una menor participación de las energías renovables en la composición del mix (las presas disminuyeron 0,5 pp, las de pasada disminuyeron 2,0 pp, la participación eólica disminuyó 1,3 pp pero la solar aumentó 0,6 pp) y variaciones menores en la participación de otras tecnologías térmicas (el gas disminuyó 0,2 pp y el petróleo aumentó 0,1 pp) llevaron a un aumento en la participación del carbón de 3,6 pp.

Rango de potencia por fuentes de energía (precios promedio)

Evolución generacional

A excepción del día domingo, el sistema estuvo desacoplado todos los demás días de la semana. Estos desacoplamientos se produjeron principalmente por congestiones en las líneas de transmisión: 500 kV Nueva Pan de Azúcar – Polpaico (lunes a viernes), 220 kV Lastarria – Ciruelos (martes a sábado) y 500 kV Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar (viernes).

Estos desacoplamientos impactaron los precios en la zona de Puerto Montt, llegando hasta los USD 235,6/MWh el martes a las 11:00 horas y los USD 235,2/MWh el miércoles a las 13:00 horas.

Por otro lado, los precios bajaron a cero por 55 horas en Crucero, 34 horas en Polpaico y 14 horas en Puerto Montt.

Evolución del coste marginal

Producción eólica y solar

La generación solar fue de 340,5 GWh, 10,7% mayor a la semana pasada, con un factor de planta promedio de 18,8%. El factor de planta máximo del sistema se registró en la zona de Crucero con 23,2% y el mínimo en la zona de Polpaico con 13,7%.

La generación eólica fue de 207,4 GWh, 2,6% menor a la de la semana pasada, con un factor de planta promedio de 24,9%. El factor de planta máximo del sistema se registró en la zona de Diego de Almagro con 41,4% y el mínimo en la zona de Charrúa con 8,7%.

La tasa de reducción de esta semana fue del 8,5 % para la energía eólica (19,57 GWh) y del 15,5 % para la solar (61,77 GWh), lo que da como resultado una tasa de reducción promedio del 12,9 % (81,33 GWh). Esta tasa es similar a la tasa de reducción promedio de la semana pasada (13,2 % y 79,7 GWh).

Producción solar por hora

Producción eólica por hora

Producción eólica y solar por hora

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Activaron ajustes en tarifas de transporte y distribución de gas y electricidad desde setiembre

Sobre la base de criterios delineados por el ministro de Economía, Luis Caputo, el Ente Nacional Regulador del Gas oficializó, mediante una serie de Resoluciones, una nueva “adecuación transitoria” de las tarifas para los items Transporte y Distribución a partir de setiembre, que viene a sumarse al aumento dispuesto hace pocos días para el precio del gas puesto en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).

Entre los considerandos de la medida se hace hincapié en que, “según lo señaló el Ministro de Economía, la adecuación transitoria corresponde “…a fin de mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad, tal como fuera señalado por el decreto (DNU) 55 del 16 de diciembre de 2023”.

Se aplica así un criterio de suba mensual en base al IPC que la Secretaría de Energía había anticipado como política tarifaria en el arranque de la gestión de Javier Milei.

Dicho decreto (de emergencia) estableció que el Interventor del ENARGAS tiene facultades establecidas por la Ley Marco 24.076, entre las cuales se incluyó la de realizar el proceso de Revisión Tarifaria Integral, y estableció que “hasta tanto culminara dicho proceso podrían aprobarse adecuaciones transitorias de tarifas y ajustes periódicos, propendiendo a la continuidad y normal prestación del servicio”.

Las resoluciones 490 y 491/2024 firmadas por el interventor Carlos María Casares, dispusieron los incrementos para Transportadoras de Gas del Norte (TGN) y para Transportadora de Gas del Sur (TGS) respectivamente, con nuevos cuadros en los que detallan los precios para el suministro Interrumpible, y el suministro en Firme del gas natural originado en las diversas regiones de producción hasta los puntos de destino para consumo.

Asimismo, dispuso para las Distribuidoras de gas por redes domiciliarias una suba de la tarifa específica por el gas suministrado a usuarios Residenciales, Comerciales, Industriales, Entidades de Bién Público, comercializadores de GNC, y para Subdistribuidores. También estableció nuevas tasas y cargos autorizados a cobrar por parte de las empresas a los usuarios del servicio por cuestiones tales como conexión, reconexión, y medidores.

Se trata de las resoluciones 492 a 501 que comprenden a la empresas MetroGas, Naturgy, Litoral Gas, Distribuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Gasnor, Gasnea, y Redengas, respectivamente.

En los considerandos de las resoluciones se explica que “el Ministro de Economía expresó que en materia de gas natural, el precio PIST (expresado en dólares por millón de BTU) deberá ser incrementado en un SIETE POR CIENTO (7 %) y las tarifas de transporte y distribución en un UNO POR CIENTO (1 %)”.

En el mismo orden, el Ministro agregó que: “…para el consumo base de los usuarios Residenciales Nivel 2 y Nivel 3 (ingresos bajos y medios), se aplicarán las bonificaciones establecidas por la Secretaría de Energía como Autoridad de Aplicación del Decreto 465/24 al valor consignado a los usuarios Residenciales Nivel 1 (altos ingresos), como así también el límite de consumo de la categoría, por sobre el cual se aplicará un precio diferenciado, si correspondiere”(mas alto).

ELECTRICIDAD

Asimismo, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad, a cargo de Darío Arrué, dispuso nuevos montos para las remuneraciones que perciben las compañías transportadoras de energía eléctrica en alta tensión mediantes las resoluciones 580 a 587 (Transba, Transener, Districuyo, Transnoa, Transnea, Transpa, TransComahue, Epen (Neuquén).

También para las distribuidoras del AMBA, Edenor (Resol 588) y Edesur (Resol 589), para las cuales autorizó tarifas medias de $ 103,562 kWh, y de $ 99,164 kWh, respectivamente.

En los considerandos de estas resoluciones también se destaca que “el ministro de Economía estimó imperioso corregir los precios relativos de la economía, entre los cuales se encuentran los precios y tarifas concernientes al sector de energía eléctrica”.

Y “estima razonable y prudente continuar para el mes de septiembre con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético. Ello, a fin de mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y de evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad, tal como fuera señalado por el Decreto 55/2023”.

La R-588 describe que “en ese sentido, comunicó que la tarifa a usuario final deberá ser incrementada en un CUATRO COMA DOS POR CIENTO (4,2 %), debiéndose reflejar de ese modo las actualizaciones de los precios PEST y las tarifas de distribución de energía eléctrica en su incidencia correspondiente para alcanzar tal resultado”.

“Que, por ende, el VAD correspondiente al segmento distribución se incrementará en un TRES POR CIENTO (3 %) con respecto al establecido en la Resolución del ENRE 520 de fecha 2 de agosto de 2024, el precio estabilizado de transporte en un SEIS POR CIENTO (6 %) y el precio estacional en un CINCO POR CIENTO (5 %).

En este sentido se señala que “para el consumo base de los usuarios Residenciales Nivel 2 y Nivel 3, se aplicarán las bonificaciones establecidas por la S.E. (Decreto 465/2024) al valor consignado a los usuarios Residenciales Nivel 1, como así también el límite de consumo de la categoría por sobre el cual se aplicará un precio diferenciado, si correspondiere”.

Al respecto cabe referir que el límite de consumo Residencial subsidiado para la categoría N2 (bajos ingresos) es de 350 kWh mensuales, y de 250 kWh/mes para la N3 (ingresos medios).

A modo de referencia, en los anexos de las resoluciones referidas se describe que para un usuario de Edesur N3, Tarifa R3 (consumos de entre 401 y 500 kwh/mes), el Cargo Fijo a facturar es de $ 5.996,15. El Cargo Variable con consumo subsidiado se facturará a $ 53,51 por kwh, pero el excedente de 250 Kwh/mes se facturará a $ 97,92.

En un caso similar de Edenor el mismo tipo de usuario residencial pagará un Costo fijo de $ 6.173,35 y el cargo Variables será de $ 53,36 para los primeros 250 kWh/mes, y $ 97,82 para el excedente.

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Calcatreu: ¿cuáles son los avances del proyecto de oro y plata ubicado en Río Negro?

Autoridades del Gobierno de Río Negro participaron de la audiencia pública del Proyecto Calcatreu, que se llevó a cabo este viernes. “La jornada marca un hito en la interacción entre la comunidad, las autoridades y la empresa, garantizando la transparencia y la inclusión de diversas voces en la toma de decisiones sobre el desarrollo minero en la región”, aseguraron desde el gobierno provincial.

La iniciativa se encuentra ubicada en la zona sur de Río Negro. Está a 80 kilómetros al suroeste de la ciudad de Ingeniero Jacobacci. Se trata de un sistema epitermal de oro y plata de baja sulfuración con mineralización aflorando en la superficie, que está a cargo de Patagonia Gold.

La audiencia comenzó puntualmente a las 9, con la apertura a cargo de la presidenta de la audiencia, Judith Jiménez, secretaria de Ambiente y Cambio Climático. También estuvieron presentes Andrea Confini, secretaria de Estado de Energía y Ambiente; y el intendente de Ingeniero Jacobacci, José Mellado; quienes dieron la bienvenida a los participantes y destacaron la importancia de la instancia de participación ciudadana.

Instancia pública

Durante la primera parte de la jornada, los representantes de la empresa a cargo del proyecto tuvieron su momento para la exposición y explicación del mismo, así como del Estudio de Impacto Ambiental, con el fin de facilitar la comprensión por parte de la ciudadanía. La presentación fue realizada por Carlos Monjo, representante de la empresa Minera Calcatreu SAU; Pedro Alcaraz y Bruno de Olmos, de la Consultora EIA; quienes brindaron detalles técnicos sobre el desarrollo del proyecto.

En la instancia pública, se abrió un espacio para que funcionarios y expertos realizaran comentarios, observaciones o emitieran opiniones respecto al proyecto. “Este momento fue fundamental para incorporar diferentes puntos de vista y asegurar que se consideren todos los aspectos relevantes del Estudio de Impacto Ambiental”, destacaron desde el gobierno.

En la segunda parte de la jornada, los oradores inscriptos pudieron manifestar sus posturas y sugerencias respecto al proyecto.

El proyecto

Desde la gobernación, destacaron que “las medidas de mitigación ambiental que implementará Calcatreu incluyen controles rigurosos de calidad del agua, manejo responsable de residuos y la restauración de las áreas intervenidas. Además, el proyecto prioriza un diálogo continuo con las comunidades locales, asegurando que sus necesidades y preocupaciones sean atendidas a lo largo de todo el proceso. Esta integración entre desarrollo económico y cuidado ambiental establece un precedente de cómo la minería puede ser compatible con la preservación del entorno”

La operación inicial de Calcatreu está proyectada para cinco años, aunque existe la posibilidad de extender la vida útil del proyecto mediante exploraciones adicionales. “Esta característica de menor escala implica menores impactos ambientales, lo que refuerza su enfoque en la minería responsable y sustentable”, concluyeron desde el gobierno provincial.

, Redaccion EconoJournal

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Chirillo y el sinceramiento

“El Estado presente consistía en crear precios irreales, a costa de desfinanciar a los sistemas energéticos”, afirmó el Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo.

En tal sentido, el funcionario sostuvo que “lo que el Presidente (Javier Milei) define como el peor de los escenarios: Usar el dinero de otros para otros. En @Energia_Ar, nos costó a todos los argentinos +150 mil millones de dólares en 20 años”.

“Y la gente sabe que se vivió una mentira -no debemos subestimarla-, que al final lo barato salía caro porque lo pagaban a través de más inflación”, prosiguió por X.
Chirillo puntualizó que “Por eso, estamos sincerando tarifas para:

Dar señales de precio
Atraer inversiones
Recomponer el sistema
Volverlo autosustentable
Que la tarifa refleje el costo de suministro, incluyendo inversiones obligatorias
Brindar un mejor servicio”.

Informacion

La hoja de ruta para que las empresas argentinas lleguen al 100% de energía renovable

Con el objetivo de que las grandes compañías de Argentina y de la región se abastezcan en un 100% de energías renovables, Cader y Climate Group firmaron un acuerdo en la Embajada Británica para coordinar una hoja de ruta hacia esa meta.

Ahí lanzaron el programa RE100 (Renewable Energy 100%) que convocó a grandes empresas y autoridades gubernamentales del país, para consensuar políticas que permitan sortear las barreras para que los compradores corporativos obtengan electricidad renovable a un costo razonable.

“Son 1.400 compañías alrededor del mundo con una demanda equivalente a la de toda Europa. La idea es ayudarlas a ser 100% renovables, algunas a 2030 otras a 2040, dependiendo del país, el tamaño y el perfil de la compañía. Cader va a ser el nodo local de esa campaña y va a buscar empresas locales y regionales”, explicó Marcelo Álvarez, miembro de la comisión directiva de la cámara renovable.

Las empresas que quieren se 100% renovables

Algunas de las empresas que operan en el país que ya son parte de la iniciativa son Nestlé, Apple, Bimbo, Hsbc y Danone. “Por ejemplo, Bimbo tiene un contrato con Genneia para el 95% de su energía y lo otro lo autogenera en sus propias plantas. En general el mecanismo es así: parte de autogeneración y parte con contratos PPA”, agrega el experto en energía solar.

Todo el proceso será fiscalizado para evitar acciones de tipo green washing que no tengan un efecto concreto, mediante un sistema creíble y transparente de Certificados de Atributos Ambientales.

“Esta es nuestra primera asociación en América Latina y esperamos llevar la voz de nuestros miembros a los gobiernos y los reguladores para desbloquear el acceso a la electricidad renovable asequible. Con CADER, buscamos tener el mayor impacto posible, trabajando en todas las provincias del país”, afirmó Ollie Wilson, director de RE100, Climate Group.

Por su parte, Kirsty Hayes, embajadora británica en Argentina aseguró que “la inversión en energías renovables puede crear empleos, generar electricidad más barata y sin emisiones de carbono, contribuyendo al desarrollo de nuestras economías, mientras buscamos mantener a nuestro alcance el objetivo de limitar el calentamiento global a 1,5 grados y cumplir con los compromisos del Acuerdo de París”.

También estuvieron presentes Martín Dapelo, presidente del Comité de Financiamiento, y Martín Parodi, presidente de Cader, quien se mostró confiado en que la alianza permita “generar sinergias para el desarrollo del sector renovable”.

Fuente: https://mase.lmneuquen.com/renovables/la-hoja-ruta-que-las-empresas-argentinas-lleguen-al-100-energia-renovable-n1139147

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Fundación YPF capacitó a 850 mujeres en tecnología

Fundación YPF realizó el encuentro + Mujeres en tecnología donde se entregaron los diplomas a las egresadas 2024 de Ingenias +, una serie de cursos de programación y diseño web.

Más de 850 mujeres, de 11 localidades, realizaron durante la primera mitad del año cursos gratuitos de: Data Analytics, Data Science, Desarrollo Web Frontend, Desarrollo Backend, Ciberseguridad y Diseño UX/UI.

Gustavo Schiappacasse, Director Ejecutivo de Fundación YPF, sostuvo que el programa Ingenias “busca aportar al cierre de la brecha de género en ciencia y tecnología, a través de la formación en habilidades digitales” y remarcó la importancia de que “más mujeres ingresen al campo tecnológico, así como a la industria energética”.

Durante los encuentros de + Mujeres en Tecnología realizados en Neuquén capital y en la sede de YTEC de Ensenada, se organizó un panel de mujeres profesionales de YPF que transmitieron sus experiencias en el campo tecnológico y su trayectoria en la industria energética. Además, las egresadas participaron del Workshop “Construí Tu Futuro en IT”, donde aprendieron a trabajar con herramientas de Inteligencia Artificial.

Formaron parte del panel cinco especialistas de YPF: Analía Benitez, Gerente de Infraestructura; Silvana Guzmán, Analista de innovación y adopción tecnológica; Mariana Sozzi, Gerente de Data Analytics e INTEL; Lucrecia Montenegro, Consultora de Infraestructura; y Paola Argento, Líder de Diversidad.

Acerca del Programa Ingenias de Fundación YPF

Tiene por objetivo apoyar a las mujeres para que adquieran habilidades digitales que les permitan convertirse en creadoras de tecnología. Todas las actividades son libres, gratuitas y 100 % online; y tienen 3 líneas de acción:

Clubes Ingenias, para chicas de 12 a 18 años en los que aprenden a diseñar y programar una web para resolver un problema de su comunidad y reflexionan en torno a la existencia de brechas de género en las disciplinas STEAM (Ciencia, Tecnología, Ingeniería, Arte y Matemáticas).

Ingenias +, una serie de cursos de diseño y programación web para mujeres de más 18 años.

Incubadora, que brinda capacitación y acompañamiento de ideas, proyectos, emprendimientos o negocios tecnológicos liderados por mujeres.

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Raízen Argentina producirá diésel de origen renovable

Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, informó que su refinería ubicada en Dock Sud logró la certificación ISCC (International Sustainability & Carbon Certification) como planta coprocesadora y podrá producir diésel de origen renovable gracias al procesamiento de aceite de soja. Esto es así puesto que la certificación reconoce la inclusión de materias primas de origen vegetal en el proceso productivo.

Andrés Cavallari, CEO de Raízen Argentina, aseguró:  “Este es un hito que reafirma el compromiso de Raízen con la reducción de la huella de carbono. Pusimos toda nuestra capacidad de innovación para lograr coprocesar materias primas vegetales y elaborar productos sustentables que son cada vez más demandados por nuestros clientes”.

El ISCC es un esquema de certificación global alineado con la Directiva de Energías Renovables (RED II) de la Unión Europea y el Reino Unido. Este esquema asegura la trazabilidad del proceso y proporciona el cálculo de la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, detallaron desde la compañía.

Proceso

Este nuevo proceso productivo, que se lleva a cabo en la planta de hidrotratamiento de la refinería de Dock Sud, ya se encuentra operando de manera sostenida.

La certificación lograda confirmó una reducción de emisiones de hasta un 80,4% en el ciclo de vida del diésel de origen vegetal, en comparación con el mismo volumen de diésel de origen fósil.

Impacto

«En Raízen Argentina estamos comprometidos con la transición energética, y seguimos explorando e invirtiendo en nuevas tecnologías para la descarbonización de nuestros productos construyendo así una matriz energética más limpia y renovable. En este caso, nuestra iniciativa integra a otro gran protagonista de la economía argentina, como es el sector agrícola», expresaron desde la compañía.

A su vez, remarcaron que este año Shell celebra 110 años de presencia en Argentina y que «en esta celebración, iniciativas como la del diesel renovable hacen la diferencia y son el verdadero motor que nos impulsa hacia adelante.

, Redaccion EconoJournal

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Gracias a Vaca Muerta, el sector energético ya aportó USD 4.000 millones más que el año pasado

Durante los primeros siete meses del año, el sector de la energía aportó un ingreso de USD 4.092 millones superior al de 2023 gracias a menores importaciones y al crecimiento de la producción de hidrocarburos, principalmente en Vaca Muerta. Esta mejora se produjo en un contexto en el que sector alcanzó, entre enero y julio, el mayor superávit en más de dos décadas.

Las estimaciones privadas, al igual que las del Gobierno, arrojan que la balanza comercial energética podría cerrar diciembre con un superávit acumulado de entre USD 3.500 y USD USD 5.000 millones. Sería el mejor resultado de los últimos 15 años.

Los últimos datos del Indec mostraron que el saldo entre los dólares que ingresaron por exportaciones de energía y los que salieron por importaciones hasta julio fue positivo en USD 2.933 millones, el valor más alto en más de dos décadas. El titular del Instituto Argentino de Análisis Fiscal (Iaraf), Nadín Argañaraz, destacó en su último informe que el resultado mejoró en USD 4.092 millones respecto al año pasado.

Según detalló Iaraf, al descomponer la variación de la balanza de divisas provenientes de la energía, se observa que el efecto de menores precios generó una suba de USD 568 millones y el efecto cantidades, un aumento de USD 3.524 millones.

“En el parcial, el principal aporte de dólares vino por el lado del ahorro generado por las menores importaciones. Por el menor precio de la energía importada se ahorraron US$ 587 millones y por la menor cantidad de energía importada el ahorro fue de US$ 2.247 millones. La suma da la cifra da US$ 2.834 millones”, señaló el trabajo.

En materia de exportaciones, indicó Iaraf, las mayores cantidades exportadas compensaron el menor precio, siendo positivo el efecto sobre la balanza de dólares en USD 1.258 millones.

La Argentina tiene en Vaca Muerta la segunda reserva no convencional de gas natural y la cuarta de petróleo, por lo que el país cuenta con la oportunidad de aprovechar sus recursos durante la ventana que otorgue la transición energética. En ese marco, el 2024 podría finalizar con el mayor superávit de balanza energética de los últimos 15 años, después de marcar un déficit de USD 600 millones en 2023. La proyección que realizó el Gobierno con el FMI es de un saldo positivo de unos USD 3.300 millones, pronóstico que a esta altura del año luce conservado, para los expertos de la industria.

Aun así, según G&G Energy Consultants, que encabeza Daniel Gerold, este año el sector aportaría un superávit comercial del sector energético de unos USD 3.800 millones y podría casi duplicar ese saldo favorable en 2025, a cerca de USD 7.500 millones. Se trata de un fortísimo contraste con los casi USD 4.500 millones de déficit de la balanza comercial energética de 2022, año en el que estalló la guerra en Ucrania y saltaron los precios internacionales.

“Con estos números preliminares, podemos proyectar una balanza energética superavitaria por más de US$ 4.600 millones de cara al cierre del 2024. No obstante, las recientes compras de fuel oil y gasoil, además de potenciales necesidades de gas podrían aminorar estos valores. Sin embargo, más allá de posibles recortes, este resultado positivo nos llevará a la primer balanza energética superavitaria en 15 años. La sostenibilidad de este superávit a mediano y largo plazo dependerá de otros determinantes. Por un lado, la esperada recuperación económica, al momento de materializarse en el ciclo económico, redundará necesariamente en un incremento del consumo energético, ya sea a través de energía eléctrica como también de combustibles para transporte. Esto podría llevar a un repunte importador y/o a un recorte en las exportaciones”, resaltó en un trabajo reciente la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR).

Fuente: https://www.infobae.com/economia/2024/08/30/gracias-a-vaca-muerta-el-sector-energetico-ya-aporto-usd-4000-millones-mas-que-el-ano-pasado/

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La luz y el gas subirán 4% en septiembre en Argentina

El Ministerio de Economía anunció este viernes 30 de agosto un incremento en los precios de la electricidad y del gas natural que comenzará a regir a partir de septiembre. La medida, que completará una suba promedio del 4%, afectará las facturas de hogares, comercios e industrias en todo el país.

La decisión se enmarca en el objetivo de ajustar tarifas y ordenar los precios relativos, algo que el Gobierno había retomado en agosto, con la expectativa de que la desaceleración de la inflación permita avanzar en esa dirección. Según la Secretaría de Energía, la actualización de los costos tiene como finalidad reflejar los valores reales del abastecimiento y garantizar las inversiones necesarias para el sector.

Las tarifas finales que pagan los usuarios están compuestas por cuatro ítems: el costo de la energía, el transporte, la distribución y los impuestos. Los subsidios estatales se concentran en el primer ítem, mientras que el transporte y la distribución no cuentan con subvenciones.

Los usuarios se encuentran segmentados en tres categorías según su nivel de ingresos, de acuerdo con el sistema de subsidios vigente desde 2022: Altos ingresos (Nivel 1), Ingresos bajos (Nivel 2) e Ingresos medios (Nivel 3). Actualmente, los usuarios residenciales cubren el 57% del costo real del gas y el 64% de la electricidad, y el Gobierno estudia el momento adecuado para que la cobertura alcance el 100%, teniendo en cuenta la situación social y la evolución de la inflación. En paralelo, se debe sumar el impacto de la quita de subsidios al transporte y el aumento de combustibles del 3% en todo el país.

 

Fuente: https://www.diariohuarpe.com/nota/la-luz-y-el-gas-subiran-4-en-septiembre-en-argentina-202483016590

 

 

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Subsidios a la luz y el gas 2024: ¿qué es el RASE y cómo inscribirse para mantener el beneficio?

La Secretaría de Energía de la Nación determinó la reestructuración del esquema de subsidios al consumo energético y estableció un período de transición de un régimen general a otro focalizado.

En este marco, comunicó que aquellas personas que accedieron de forma automática a los subsidios a la electricidad y el gas y quieren mantener ese beneficio, deberán inscribirse en Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) -si no lo hubiesen hecho con anterioridad- antes del 4 de agosto.

Posteriormente, se publicó en el Boletín Oficial la Disposición Nº 01/2024 que prorrogó hasta el 4 de septiembre el plazo para que los usuarios que reciben la tarifa social y nunca se inscribieron en el RASE se puedan anotar en el registro y así obtener el nivel de subsidio que les corresponda.

Pero, ¿qué es el RASE y qué requisitos se solicitan para acceder a los subsidios? Te lo contamos en esta nota.

¿Qué es el RASE?

El Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) fue incorporado dentro del decreto N° 332/22 que emitió el gobierno de Alberto Fernández (Frente de Todos) en 2022. La norma establecía la creación de un régimen de segmentación de subsidios para usuarios residenciales de los servicios públicos de energía eléctrica y gas natural.

Para poder hacer efectiva la segmentación, el decreto afirmaba que era necesario disponer de un registro que debía ser completado por los usuarios para la confección de un padrón de beneficiarios de diferentes escalas de subsidios.

Tras la asunción del presidente Javier Milei (La Libertad Avanza), el Gobierno nacional dispuso un nuevo decreto sobre segmentación de tarifas que modifica el anterior, entre lo que se destaca la creación de un “período de transición” previo a una nueva etapa que tiene como objetivo “trasladar progresivamente a los usuarios los costos reales de la energía”.

El decreto estableció que quienes quisieran adherir a dicho régimen y todavía no lo hicieron deberán completar el formulario RASE en los siguientes 60 días desde que se sancionó el decreto; es decir, hasta el 4 de agosto. Sin embargo, el vocero presidencial Manuel Adorni anunció la prórroga del período por 30 días más, hasta el 4 de septiembre.

¿Cómo se aplican los subsidios focalizados?

Una de las claves del RASE es que establece 3 categorías de usuarios en función de su situación socioeconómica. De esta forma, quedan divididos en nivel 1, para los hogares de mayores ingresos (N1), nivel 2 para menores ingresos (N2) y nivel 3 para ingresos medios (N3). De estos 3 niveles, solo los 2 últimos pueden obtener el beneficio.

El nivel 1 abarca aquellos hogares cuyos ingresos mensuales equivalen a más de 3,5 canastas básicas para un hogar tipo 2 según el INDEC, que en junio último equivalían a $ 3.056.091. Además, dentro de estos hogares también se contempla quienes disponen de otras características como tener 3 o más vehículos con antigüedad menor a 5 años y 3 o más inmuebles.

El nivel 2 o de ingresos bajos, incluye hogares que sus ingresos son menores a una canasta básica total tipo II, es decir $ 873.169 y, además, poseen hasta un inmueble y un vehículo con más de 3 años de antigüedad.

El nivel 3 o de ingresos medios, abarca hogares cuyos ingresos están entre 1 y 3,5 canastas básicas, es decir, entre $ 873.169 y $ 3.056.091 y además poseen hasta 2 inmuebles y un vehículo con menos de 3 años de antigüedad.

¿Qué tengo que hacer para mantener los subsidios a la luz y el gas?

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

Para acceder al subsidio, deben completar un formulario de inscripción, o bien hacerlo a través de un centro de atención telefónica llamando al 0800 222 7376. También se puede acudir en forma presencial a la prestadora o a los entes reguladores.

Quienes ya hayan completado el formulario con anterioridad, no deben hacer nada y seguirán manteniendo el subsidio siempre y cuando cumplan los requisitos.  

Si se omitieron datos, se cometieron errores o cambió la situación patrimonial o del hogar, se puede rehacer la solicitud o eliminarla ingresando acá.

Entre los datos que se solicitan para completar el formulario RASE se encuentran los siguientes:

  • El número de medidor y el número de Cliente/Servicio/Cuenta/Contrato o NIS que están en la factura de energía eléctrica y gas natural por red.
  • El último ejemplar del DNI.
  • El número de CUIL de cada integrante del hogar mayor de 18 años.
  • Los ingresos de bolsillo de cada integrante del hogar mayor de 18 años.
  • Una dirección de correo electrónico.

¿A qué beneficios se accede una vez inscripto?

Quienes luego de completar el formulario RASE queden incorporados dentro de la categoría 2, recibirán una bonificación del 71,92% sobre su factura de electricidad y del 64% del consumo de gas. Cabe aclarar que el subsidio se otorgará sobre un tope de consumo (“consumo base”) que, en el caso de la electricidad es de 350 kWh/mes. Todo lo que se consuma por encima del tope se considera consumo excesivo y no será alcanzado por el subsidio.

Para el nivel 3, la bonificación recibida es del 55,94 % del consumo de electricidad y del 55% del consumo de gas. En esta categoría, además, el límite del consumo que será cubierto por el subsidio es hasta 250 kWh/mes.

¿Cómo verificar el nivel de subsidio al consumo eléctrico?

En lo que respecta a las tarifas de electricidad, para saber si un usuario de Edenorya está recibiendo un subsidio, se puede verificar en la mitad de la factura, en la sección “Información al cliente”, que se encuentra a la derecha de la sección Canales de contacto y debajo de los ítems de la Liquidación y del ítem Total a pagar.

En la factura de Edesur, en cambio, esta información se encuentra en la parte superior de la factura, a la derecha del gráfico de barras que ilustra la evolución mensual del consumo eléctrico y debajo del monto a pagar según se trate del primer o del segundo vencimiento.

¿Cuánto representan hoy los subsidios a la electricidad y el gas?

De acuerdo con un informe de PxQ (consultora dirigida por Emmanuel Álvarez Agis) realizado en conjunto con la consultora Economía & Energía, la tarifa de gas y electricidad representaron, en su conjunto en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) en abril de este año, el 5,1% del promedio del salario (RIPTE).

Según el informe, se trata de uno de los promedios históricos más altos desde 1994, entre los que se destacan el período del 2019, cuando las tarifas llegaron a representar el 5,7% del salario, y el año 2003, cuando representaron el 5,1% del salario.

El mismo informe destaca, además, que los subsidios a la energía durante 2024 serán un 30% menos que en 2023. Esto representaría un 1% del Producto Bruto Interno (PBI), lo que implicaría una reducción de 0,5% con respecto al año anterior.

 

Corrección 24/07/2024: por error se consignó mal el importe equivalente a 3,5 canastas básicas para un hogar tipo 2. En junio último equivalían a $ 3.056.091, según el INDEC.

Actualización 06/08/2024: se actualizó la nota con la extensión hasta el 4 de septiembre del período de inscripción al RASE para aquellos usuarios que reciben la tarifa social. 

Fecha de publicación original: 18/07/2024

 

 

Fuente: https://chequeado.com/el-explicador/subsidios-a-la-luz-y-el-gas-2024-que-es-el-rase-y-como-inscribirse-para-mantener-el-beneficio/

 

 

 

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El impacto de Vaca Muerta en Río Negro: cómo las empresas de servicios buscan capitalizar el desarrollo y asegurar un futuro sostenible

El desarrollo de Vaca Muerta no sólo está redefiniendo el mapa energético de la Argentina, sino también las oportunidades de crecimiento para las provincias que participan en este proceso. Puntualmente en Río Negro, las empresas locales que brindan servicios asociados al desempeño sectorial ven en el oleoducto Vaca Muerta Sur y en la futura planta de Gas Natural Licuado (GNL) de Sierra Grande dos pilares fundamentales para el despegue económico.

Con el oleoducto, que permitirá transportar 390.000 barriles diarios, lo que incrementará en un 70% la posibilidad de evacuación de petróleo de la Cuenca Neuquina, y la planta de GNL, que promete transformar el gas natural en un producto de exportación competitivo a escala global, las empresas se fijaron como objetivo ocupar un rol clave en este desarrollo en función de su conocimiento del terreno y de sus capacidades operativas. 

A los ojos de Luis Aiassa, miembro de la Comisión Directiva de la Cámara de Empresas de Servicios (CES) de Río Negro y socio en Rakiduamn, compañía que brinda servicios de alta tecnología a la industria de Oil & Gas, la sinergia con Neuquén es vista como una oportunidad para complementarse y maximizar la eficiencia en la producción y exportación.

Sin embargo, la competencia también está latente: Río Negro quiere asegurarse que su valor agregado se traducirá, una vez que se finalice la construcción de los citados proyectos, en beneficios tangibles y perdurables, tanto para las empresas locales como para la comunidad.

—¿Qué está haciendo la CES para que las empresas de Río Negro puedan tener un papel protagónico en el desarrollo de Vaca Muerta?

—Lo que estamos haciendo en la cámara es justamente relevar todas las empresas que están en Río Negro y aportar esa información a los operadores, de forma tal que puedan contar con esa capacidad operativa, en pos de un desarrollo que creemos que va a necesitar de todas las manos para llevar adelante el trabajo previsto.

—¿Qué tipo de valor agregado pueden ofrecer las firmas de servicios de Río Negro a las operadoras en Vaca Muerta?

—Principalmente conocimiento del terreno, que se traduce muchas veces en eficiencia. Necesitamos tener un costo acorde para que el producto que la Argentina exporte pueda sostenerse más allá de los vaivenes de los precios internacionales. El hecho de trabajar con manufactura, industria y mano de obra local hace que todo el costeo pueda efectuarse de la mejor manera posible. 

—¿Cómo describiría la relación entre las provincias de Río Negro y Neuquén en este contexto?

—Veo una sinergia perfectamente aceitada entre ambas provincias. En principio esto se observa en el plano político, pero también se da a nivel de cámaras y organizaciones empresariales. Río Negro y Neuquén son provincias hermanas en donde las fronteras nunca existieron. 

—¿Qué oportunidades ven las empresas rionegrinas en los grandes proyectos de infraestructura asociados a Vaca Muerta?

—Básicamente son proyectos que tendrán una contrapartida en términos de mantenimiento y operación. Creemos que las compañías de la zona cuentan con la posibilidad de aportar algo, no todo, porque son proyectos que, por su envergadura, van a necesitar de la suma de las capacidades operativas de varias empresas que hay en el país.

—¿Actualmente qué están haciendo para que las operadoras tomen en cuenta a las proveedoras de servicios rionegrinas?

—Justamente estamos manteniendo reuniones con las operadoras para dejar claro cuál es nuestra capacidad operativa en la zona. Nosotros no vamos a tener la capacidad para poder afrontar toda la demanda que tienen proyectos de esta magnitud, ni siquiera en el caso de los emprendimientos más chicos. Entonces es natural pensar en el aporte de empresas que vengan de otros lugares del país o incluso desde el exterior. Ahora, lo que queremos hacer como conglomerado empresario de la zona es capturar la mayor cantidad de valor agregado, que eso también se traduce en el desarrollo local. Hay que darle a la gente de acá la posibilidad de establecerse, de vivir bien. De alguna forma estamos federalizando a la Argentina, haciendo que parte del valor agregado de todo este recurso natural que existe acá quede justamente en la zona.

—¿Y cómo planean las empresas locales agregar valor y resolver los problemas de las operadoras?

—Para capturar el valor agregado lo que se hace es tener empresas que estén a la altura de las circunstancias, que puedan agregar valor ya sea en cuestiones de gerenciamiento de la obra o en cuestiones de índole particular. El tema es ver cuáles son los problemas y resolverlos. A partir de ahí, permitir que ellos avancen en sus objetivos, que en este momento son los de producir y poder exportar. 

—¿Hoy cuál es la principal demanda que tienen las operadoras?

—Continuamente nos plantean que quieren exportar, pero a la vez tener un lifting cost lo más bajo posible, porque cuando varían los precios internacionales ellos buscan continuar exportando. Entonces tenemos que ver cómo hacemos para cumplir con eso. Encauzarnos detrás de los objetivos que tienen ellos como nave nodriza y poder sumarles, con soluciones, en la ecuación.

—¿Qué visión tienen sobre el desarrollo a largo plazo en la zona, pensando en el escenario que se puede crear una vez que los proyectos de infraestructura estén finalizados?

—Se va a generar un volumen de trabajo inicial hasta que se construya toda la infraestructura, y después ese trabajo va a caer. En la medida en que hayamos capturado el valor necesario y transformado ese valor en otras industrias en la zona, no nos quedaremos con el rezago de una población pobre, que sirvió para poner en marcha la infraestructura, pero que después no tiene trabajo en alguna otra industria que hayamos desarrollado en este tiempo. Nosotros tenemos una visión del desarrollo de la zona no extractivo. Es decir, queremos generar valor acá, y que parte de ese valor se transforme en otra cosa para permitirnos vivir bien.

—¿Qué sectores locales creen que pueden beneficiarse y cómo piensan enfrentar la escasez de personal capacitado?

—Estamos hablando de recursos que no son renovables. Entonces, ¿en qué tipo de valor se puede convertir? Para eso será fundamental que al empresariado local se le genere un incentivo que le permita reinvertir todo en otras cosas que hay en la zona; en industria de minería que también se está desarrollando, en fruticultura, en ganadería. Hoy necesitamos personal que esté a la altura de los desafíos que se vienen. Así se generaría un entramado de valor que hará posible retener la mayor cantidad de posiciones de trabajo posible y que la economía no se caiga una vez terminado el proyecto.

—¿Cómo recibió la CES la noticia sobre los proyectos de infraestructura en Vaca Muerta, específicamente la construcción de la planta de GNL en Punta Colorada?

—La noticia fue realmente espectacular y a nosotros nos llena de optimismo, porque Río Negro es una provincia continente y esto puede llegar a ser algo que permita un desarrollo más importante. Estamos hablando de obras que van desde la Cuenca Neuquina, atraviesan el Alto Valle y terminan en el Golfo San Matías. Para las ciudades y los pueblos involucrados no deja de ser algo espectacular. Pero si en lugar de Río Negro estas obras se anunciaban en Bahía Blanca, nos hubiésemos puesto igual de contentos porque queremos lo mejor para la Argentina.

, Mauricio Luna

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Las claves del fallo de la Corte Suprema a favor de Shell en las causas que le inició Guillermo Moreno durante el kirchnerismo

La Corte Suprema de Justicia falló la semana pasada a favor de la petrolera Shell en una causa que se remonta hasta el año 2005 cuando la empresa desoyó un pedido del entonces presidente Néstor Kirchner para mantener los precios congelados. En respuesta, el mandatario llamó en ese momento a un boicot contra la empresa y luego la Secretaría de Comercio sancionó la resolución 25/2006 que, basada en la ley de abastecimiento 20.680, fue utilizada para perseguir a la compañía y a su titular de entonces, Juan José Aranguren. “Hubo 113 actos administrativos, que son investigaciones que hizo la Secretaría de Comercio Interior para verificar supuestos desabastecimientos. Iban a una estación de servicio y, si no encontraban un producto o algún tipo de gasoil, consideraban que era desabastecimiento”, relató.

Casi 20 años después de aquel conflicto, la Corte Suprema resolvió ahora, con las firmas de Juan Carlos Maqueda y Ricardo Lorenzetti, confirmar la sentencia de la Sala 1 de la Cámara Nacional de Apelaciones que había ratificado que la ley de abastecimiento no estaba vigente desde 1991, salvo por el inciso de un artículo que el gobierno intentó hacer valer de manera forzada.

En declaraciones radiales, Aranguren sostuvo este lunes que en esa época el precio del petróleo crudo había aumentado “y había que trasladarlo a los precios”. “La sociedad tiene que acordarse de funcionarios que toman medidas que no son provechosas para el desarrollo de la Argentina”, sostuvo quien fue presidente de la compañía Shell durante 37 años, hasta que en 2015 inició funciones públicas en la gestión de Mauricio Macri.

Juan José Aranguren y Guillermo Moreno.

El fallo de la Cámara

La Sala I de la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal había declarado nula la resolución 25/2006 de la Secretaría de Comercio al revocar una sentencia de primera instancia. Debido a ello, el Estado Nacional interpuso un recurso extraordinario que fue concedido por encontrarse en tela de juicio normas de derecho federal y denegado en cuanto a la arbitrariedad y gravedad institucional, lo que motivó que elevara un recurso en queja ante la Corte.

Al revocar la sentencia de primera instancia, la Cámara declaró la nulidad de la resolución 25/2006 mediante la cual la Secretaría de Comercio había establecido la obligación de las empresas refinadoras y/o expendedores de cubrir en forma razonablemente justificada la demanda de gasoil, conforme al cupo mínimo determinado por volúmenes del año anterior, más más el correspondiente incremento del Producto Bruto Interno (PBI)

Para justificar esa decisión, determinó que la facultad de imponer cupos de producción y comercialización, así como también la de fijar parámetros vinculados con volúmenes, estaba precisada en el inciso d del artículo 2° de la ley de Abastecimiento 20.680 y ese inciso no se encontraba vigente al momento de la publicación de la resolución 25/2006.

El DNU 2284/1991, ratificado por el artículo 29 de la ley 24.307, había suspendido a través de su artículo 4 el ejercicio de las facultades otorgadas por la ley 20.680, con la única excepción de las previstas en el inciso c del artículo 2, no el inciso d.

Para sortear la suspensión dispuesta por el DNU 2284/1991, la Secretaría de Comercio Interior aludió en la resolución 25/2006 al DNU 722/1999 que había declarado el estado de emergencia de abastecimiento a nivel general a los efectos de restaurar el ejercicio de las facultades contenidas en la ley de abastecimiento, suspendido por el DNU 2284/1991.

Sin embargo, la Cámara interpretó que el DNU 722/1999 no se adecuaba a las exigencias previstas en el DNU 2284/1991 para restablecer la vigencia de las facultades otorgadas en la ley de abastecimiento respecto de las medidas adoptadas en la resolución 25/2006. El Tribunal argumento que los hechos invocados en los considerandos del DNU 722/1999 para justificar el dictado de esa norma –piquetes y cortes de ruta a la salida de centros abastecedores de alimentos- no eran los mismos que los aludidos por la resolución 25/2006. Incluso agregó que aun cuando se entendiera que el DNU 722/1999 estuvo justificado en la fecha de su dictado en razón de las circunstancias imperantes en ese momento, “es de público conocimiento que ellas cesaron años antes del dictado de la norma impugnada”.

Además, la Cámara afirmó que la ley 26.045 restableció la ley 20.680 en lo referente al abastecimiento de precursores químicos, pero lo hizo solo para ese caso puntual, “por lo cual es indudable, a contrario sensu que para otras hipótesis rige la suspensión allí dispuesta”.

La apelación del Estado Nacional

El Estado Nacional cuestionó la resolución de la Cámara por tres razones:

1) Consideró dogmático encuadrar la resolución 25/2006 en el inciso d del artículo 2° de la ley 20.680 porque del texto de la norma surge que tuvo por objeto establecer un marco normativo para la comercialización, intermediación, distribución y/o producción de gasoil, extremos que coinciden con las atribuciones previstas en el artículo 2, inciso c., el cual sí se encontraba vigente.

2) Adujo que la cámara rechazó que el DNU 722/1999 hubiera removido la suspensión de la ley 20.680 (en particular del artículo 2°, inciso d), pero afirma que el DNU 2284/1991 estableció que la suspensión iba a regir “hasta que el Congreso Nacional por una ley, o en este caso, por un decreto de la misma jerarquía, resolviera levantar la suspensión”. Por lo tanto, debe considerarse que el DNU 722/1999 había restablecido la vigencia de la ley de abastecimiento sin establecer ningún plazo. En consecuencia, mientras otra norma no dejara sin efecto el decreto 722/1999 el restablecimiento de la vigencia de las facultades de la ley 20.680 no podría desconocerse.

3) En relación con la ley 26.045 citada por la Cámara, afirma que no cabe remitirse a una norma especial que contempló una situación específica -abastecimiento de precursores químicos- para extraer arbitrariamente de ella conclusiones generales en orden a enervar los efectos del decreto 722/1999.

El fallo de la Corte

La Corte sostuvo que al momento de dictar la resolución 25/2006, si bien en los considerandos se menciona genéricamente el artículo 2 de la ley 20.680, se invoca el DNU 2284/1991 y el DNU 722/1999 para sustentar la medida. Por lo tanto, “mal puede ahora sostener que para dictar el acto cuestionado hizo ejercicio exclusivo de la atribución reconocida en el inciso c de dicho artículo 2”. “La invocación de las citadas normas (los DNU) solo pudo responder al hecho de que el propio Secretario de Comercio Interior considerara que su decisión se apoyaba en otro de los incisos del mencionado artículo 2° de la ley 20.680, específicamente en el apartado d, cuya vigencia, suspendida por el decreto 2284/1991, reputó restablecida por el decreto 722/1999”.

El Tribunal remarcó además que “la pretensión de excluir al inciso d como fuente de la competencia para dictar el acto encuentra un obstáculo insalvable cuando se coteja la medida dispuesta en la resolución 25/2006 y la potestad otorgada por aquel”. “En efecto, en tanto la resolución 25/2006 impuso la obligación de cubrir razonablemente el total de la demanda, al menos -´como mínimo´ según la cláusula primera del anexo-, por el equivalente a ´los volúmenes oportunamente abastecidos en igual mes del año inmediato anterior, más la correlación positiva existente entre el incremento de demanda de gasoil y el incremento del Producto Bruto Interno´ -cláusula segunda-, ello remite inequívocamente a la facultad prevista en el artículo 2°, inciso d, de la ley 20.680

En cuanto al DNU 722/1999, la Corte sostiene que su dictado estuvo motivado en los piquetes y cortes de rutas ubicados a la salida de centros abastecedores de alimentos afectando su regular aprovisionamiento, mientras que la situación de desabastecimiento que impulsó el dictado de la resolución 25/2006 resultó ajena a las circunstancias consideradas en el decreto 722/1999, “por lo que no puede razonablemente aceptarse que esta norma operó el restablecimiento de las facultades de la ley 20.680”.

El fallo remarca a su vez que la resolución 25/2006 del Secretario de Comercio Interior encuentra dos obstáculos insalvables:

1) En cuanto a sus requisitos formales, no existió en los términos del artículo 4° del decreto 2284/1991 una ley del Congreso de la Nación que declarara la emergencia de abastecimiento y restableciera en forma expresa las facultades otorgadas al Poder Ejecutivo por ley 20.680, no pudiendo ser suplido por el decreto 722/1999

2) En cuanto a sus requisitos de causa o motivación, pues las circunstancias consideradas en el decreto 722/1999 resultan ajenas a la situación de desabastecimiento de gasoil tenida en cuenta al momento del dictado de la resolución 25/2006.

La Corte agrega luego que “de acuerdo con el DNU 2284/1991, tanto por la literalidad de sus términos como por la finalidad que lo inspiró, no bastaba cualquier declaración de emergencia de abastecimiento por parte del Congreso para que se tuvieran por restablecidas las facultades de la ley 20.680 para su ejercicio por el Poder Ejecutivo, sino que era necesaria la expresa manifestación en ese sentido.

Por último, el máximo tribunal agrega que al sancionar la ley 26.045, que reguló las medidas para la prevención de la drogadicción y la lucha contra el narcotráfico y el control del abastecimiento de los precursores químicos, el legislador dispuso expresamente que la autoridad de aplicación de la ley ejercerá las atribuciones previstas en la ley 20.680, sin que resulte de aplicación la suspensión establecida por el decreto 2284/1991, ratificado por la ley 24.307. “Ello evidencia inequívocamente que las facultades de la ley 20.680 no se encontraban restablecidas de forma permanente por el DNU 722/1999 como pretende el Estado Nacional y que ese restablecimiento requería de una expresa manifestación por parte del Congreso”, resalta el fallo.

Por todo ello, la Corte resolvió confirmar la sentencia apelada.

, Redaccion EconoJournal

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Aluar invertirá US$ 700 millones en la ampliación de su parque eólico en Chubut

La empresa fabricante de aluminios Aluar invertirá US$ 700 millones en la obra de ampliación de su parque eólico en Puerto Madryn, provincia de Chubut. Es la etapa V del Parque Eólico Aluar, que está prevista que finalice en 2026. El parque ocupará una superficie de 200 kilómetros cuadrados, similar a tofo el territorio de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA).

Tendrá en total una potencia instalada de 582 MW, equivalente al consumo de 600.000 hogares. La obra de ampliación del parque de generación eólica está planteada en dos etapas: primero Aluar desembolsará US$ 400 millones y luego extenderá la inversión en US$ 300 millones más. En 2022, Aluar comenzó la obra de la etapa IV del enorme parque de Chubut y en julio de este año entró en operación.

La ampliación contempla la instalación de una nueva estación transformadora, una línea de alta tensión de 132 kV y 56 nuevos aerogeneradores de 6 MW de potencia, 165 metros de diámetro de palas y 100 metros de altura de buje.

Anuncio

El anuncio de inversión se realizó este lunes en la Casa Rosada. Estuvieron presentes el presidente de Aluar, Javier Madanes Quintanilla, el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, y el jefe de Gabinete, Guillermo Francos. En el evento, el mandatario provincial adelantó que está trabajando en la extensión de un programa de alivio fiscal para el fortalecimiento del sector industrial.

Estamos sentando las bases para ser más competitivos y atraer grandes inversiones privadas en sectores estratégicos de la economía”, sostuvo Ignacio Torres tras la reunión. También indicó que “uno de los puntos centrales para lograrlo es la previsibilidad”.

Por último, Torres manifestó que la inversión anunciada por Aluar “demuestra que la Patagonia no necesariamente tiene que estar condenada a ser una zona extractiva”, y agregó: “estamos ante una oportunidad única de salir del estancamiento, agregar valor a nuestros recursos e industrializar la región”.

, Redaccion EconoJournal

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Para achicar la brecha de precios con el conurbano, petroleras aumentaron un 6,5% el valor de las naftas en la Ciudad de Buenos Aires

Las petroleras aumentaron durante el fin de semana el precio de los combustibles en todo el país: el incremento promedio a nivel nacional se ubicó cerca del 3,5 por ciento. Sin embargo, la suba en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires fue más onerosa. YPF, el líder del mercado con una participación cercana al 55%, aumentó la nafta súper e Infinia (grado 3, de mayor octanaje) un 6,8% en Capital Federal. El resto de las refinadoras —Raizen (Shell), Axion Energy y Puma (Trafigura)— aumentó sus pizarras en la misma dirección.

¿Por qué las petroleras acentuaron la remarcación en la ciudad de Buenos Aires? Para reducir o atenuar la brecha que existe entre los precios de Capital Federal y los del Gran Buenos Aires (GBA), que provocó que en los últimos meses se registrara una migración artificial de la demanda histórica de estaciones ubicadas en el Conurbano hacia el otro lado de la General Paz para aprovechar importes hasta un 5% más baratos.

«Algunas empresas venían observando un incremento del volumen de naftas despachado en estaciones ubicadas en CABA en áreas linderas al Conurbano bonaerense. Por eso, se busca corregir esa situación. A nivel nacional, la suba promedio de los combustibles, incluyendo al gasoil, se ubicó entre un 3 y un 3,5 por ciento», explicó a EconoJournal el directivo de una refinadora.

En el caso del gasoil, el incremento de los precios fue menor. En algunas localidades del interior de la provincia de Buenos Aires incluso YPF planchó o incluso bajó algunos centavos el precio del litro de gasoil.

Precios

En concreto, en las estaciones de servicio porteñas el litro de nafta súper de YPF pasó de 992 a 1.059 pesos, marcando una suba de 6,8%. En cambio, en el GBA el aumento fue en torno al 3,5%. El resto de las marcas, como Shell, que comercializa la compañía Raízen, Axion Energy y Puma, comercializada por Trafigura, corrigieron sus pizarras un 3,5% en las naftas y un 3% en el gasoil. De todos modos, fuentes del sector aclararon que el movimiento de los precios puede varias dependiendo la zona.

Como viene sucediendo este año, las subas de los combustibles son prácticamente mensuales. Los motivos del sector para mover los precios es para no quedar atrás de la inflación y por la devaluación mensual del 2% (crawling peg). También por la actualización del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC).

, Roberto Bellato

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El gasoducto de Vaca Muerta rompe récord de transporte

Durante varios días, y de manera constante, el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) transporta 21,5 millones de metros cúbico por día de gas de Vaca Muerta, alcanzando un nuevo récord a partir de la puesta en funcionamiento y de los trabajos realizados en la Planta Compresora Tratayén, Neuquén, operativa desde julio.

Con las permanentes pruebas realizadas en la PC Tratayén, la operación del gasoducto alcanzó los 90 bar. El GPNK se encuentra transportando 21,5 millones de metros cúbico de gas, volumen que ha podido abastecer la demanda prioritaria que en las últimas dos semanas se ha mantenido con un alto consumo para la época del año.

Además, avanza la construcción de la Planta Compresora Salliqueló, en la provincia de Buenos Aires, que permitirá aumentar otros 5 millones de metros cúbicos por día la capacidad de transporte de gas del GPNK, informó Energía Argentina.

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Aumentaron los combustibles: cuánto cuestan el litro de nafta y gasoil

Luego de que las petroleras aplicaron un aumento en el precio de las naftas y el gasoil de 3% este jueves, horas después añadieron un adicional de 2,5% en la Ciudad de Buenos Aires para achicar la brecha con las provincias, donde históricamente el valor del litro es mayor.

Con ese adicional, el costo del litro en surtidor se incrementó más de 5% en la Ciudad, un porcentaje mayor al que en el resto del país. Este ajuste fue autorizado por el Ministerio de Economía y busca equilibrar las disparidades de precios a los consumos de nafta y gasoil que se observan en el país.

Aumento de la nafta en todo el país

Ayer, el Gobierno actualizó el impuesto sobre los combustibles, contribuyendo a la suba en los precios de la nafta y el gasoil, que aumentaron un 3% en promedio en todo el país. 

Tras la postergación del ajuste en julio, el Ejecutivo dispuso aplicar un incremento moderado del 1% en los Impuestos sobre los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono, desde el primer día del octavo mes del año.

En línea con esta decisión, la administración de Javier Milei  suma en los primeros siete meses del gobierno un 132% de aumento, 46% por encima del 86% de inflación y aclaran que busco “diferir parcialmente los efectos de los incrementos que resultan aplicables a partir del 1 de agosto de 2024 para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil”. 

¿Cuánto cuesta el litro de nafta en agosto de 2024?

Con el incremento del 2,5% que entra en vigencia hoy, estos son los siguientes precios al consumidor, por litro, dentro del perímetro de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA):

Nafta Súper: $969

Nafta Premium: $1197

Gasoil Súper: $1008

Gasoil Premium: $1281

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Santa Cruz fue sede del Foro Hidrógeno Verde

Encabezado por el gobernador Claudio Vidal, el pasado viernes se realizó el Foro “Hidrógeno Verde: condiciones para su desarrollo”. El evento estuvo organizado por el Gobierno Provincial, a través del Ministerio de Energía y Minería, junto a la Plataforma H2 Argentina, y con financiamiento de la Unión Europea.

La apertura estuvo a cargo del responsable de cartera energética y minera santacruceña, Jaime Álvarez; Ilse Cougé, jefa de sección de Cooperación de la Unión Europea en Argentina; Juan Carlos Villalonga, de la PlataformaH2 Argentina; y el gobernador de la Provincia de Santa Cruz, Claudio Vidal.

En ese marco, el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, realizó un recuento del desarrollo de la industria energética en la provincia, desde la explotación carbonífera en 1940, pasando por la producción hidrocarburífera, hasta llegar al tendido del interconectado eléctrico y el reciente impulso a las energías limpias. “Contar esto, es contar que Santa Cruz tiene una historia energética”, subrayó Álvarez.

Además, destacó que la provincia cuenta con potencial para la generación de energías geotérmica en la cordillera, hidráulica en los ríos, y mareomotriz en las bahías de San Julián, Puerto Deseado, Puerto Santa Cruz y Río Gallegos.

También remarcó el papel clave de las zonas francas de Caleta Olivia y Río Gallegos, que gracias a recientes marcos regulatorios nacionales creados y por crearse nacionales, tienen el potencial de impulsar el desarrollo de instalaciones industriales para la producción de hidrógeno.

Álvarez hizo un llamado a los representantes internacionales y empresarios presentes en el evento, afirmando: “Si sumamos la potencialidad de recursos naturales de Santa Cruz, con una población comprometida que conoce de energías gaseosas y líquidas, como el hidrógeno, y su potencial de exportación, no cabe duda de que somos una provincia clave para el desarrollo de esta industria”.

Finalmente, Álvarez subrayó que “la suma de estas factibilidades hace de Santa Cruz uno de los mejores lugares en el mundo para atraer inversiones en la producción de hidrógeno verde y en la creación de energía eléctrica que puede ser transportada a otros continentes. De esta manera, Santa Cruz contribuirá mundialmente a la descarbonización, reduciendo los gases de efecto invernadero y mitigando el calentamiento global”.

Por su parte, Ilse Cougé, subrayó el rol crucial que jugarán las inversiones internacionales en el desarrollo de esta industria: “La llegada de inversores extranjeros es fundamental para consolidar a la provincia como un referente en el sector energético sostenible”, por lo que “el compromiso de Europa con la transición energética es firme, y Santa Cruz puede jugar un papel estratégico en nuestra estrategia de importación de hidrógeno verde, lo que beneficiará tanto a la economía local como a la lucha global contra el cambio climático”.

“La conversación en torno al hidrógeno tuvo algunas etapas y desafíos. Hay una primera etapa por el año 2019, en la que vimos que las inversiones en materia de hidrógeno verde tenían un interés particular en la Argentina, y que a nivel global, las hipótesis se convertían en planes concretos. Luego, en una segunda instancia, se avanza con una conversación más estructurada, más profunda, que tuvo su punto culmine con la estrategia nacional. Este Foro se enmarca en una tercera etapa, tenemos que construir política pública en materia de hidrógeno, avanzar con la regulación”, Juan Carlos Villalonga, asesor Círculo de Políticas Ambientales y miembro de la Plataforma H2Argentina .

Durante su intervención en el Foro de Hidrógeno Verde, el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, destacó las oportunidades que ofrece la provincia para el desarrollo de energías renovables y la importancia de dar un paso firme hacia la producción sustentable, particularmente en el campo del hidrógeno verde. En presencia de empresarios, inversores y autoridades locales e internacionales, Vidal subrayó la riqueza natural y el potencial de Santa Cruz.

Luego de dar la bienvenida a los presentes, Integrantes de Gabinetes, Ministros, Senadores, Diputados Provinciales, Intendentes de otras localidades, embajadores, vecinos, empresarios y futuros inversores, sean bienvenidos a esta hermosa y rica provincia”, expresó Vidal al inicio de su discurso. “Hermosa por su naturaleza, por la característica de la región, por tener lugares que son de los más elegidos en el mundo. Una provincia rica por la variedad de recursos que tiene”.

El Gobernador hizo un repaso histórico de las actividades económicas tradicionales de la provincia, destacando el papel del petróleo, el gas, la minería de oro y plata, que actualmente representan el 48% de las exportaciones totales del país. Sin embargo, Vidal reconoció que estos recursos no son renovables, lo que requiere un replanteamiento de la matriz productiva provincial.

“Ahora bien, tanto el petróleo como el gas, convencional o no, y el oro y la plata, son recursos no renovables. Tenemos el hidrógeno verde, uno de los recursos más abundantes del mundo, y nosotros, con nuestras características de la zona, estamos preparados para ser los primeros productores”, sostuvo Vidal.

El mandatario destacó que en el pasado la provincia no había dado el paso necesario hacia la explotación de energías renovables debido a la falta de proyección o temor al cambio. “Quizás por ser conformistas, no le dimos la importancia ni el valor que deberíamos haber dado a esta actividad. Pero ahora, con la difícil situación económica que enfrenta nuestro país y nuestra provincia, es el momento de recapacitar y de animarnos a dar ese gran paso”.

En este sentido, el Gobernador realizó un llamado directo a los empresarios presentes: “Estamos dispuestos a cambiar, estamos preparados para producir, para recuperar nuestra cultura de trabajo. Estamos convencidos de que fortalecer nuestra economía se basa en la producción. Les pedimos que confíen en nosotros, queremos salir adelante a través del esfuerzo y del trabajo”

Vidal también resaltó la importancia de equilibrar y hacer convivir las actividades tradicionales con las nuevas oportunidades de producción sustentable. “Durante muchos años, quienes tuvieron la fortuna de extraer oro, plata, petróleo o gas, dejaron de lado la ganadería o el agro. Este gobierno cree que es posible que las actividades convivan, y eso va a fortalecer nuestra economía”

Finalmente, el Gobernador destacó la relevancia del Foro de Hidrógeno Verde y el potencial de la provincia en este nuevo campo energético. “En estos momentos, tenemos 24 de los 30 proyectos más importantes del país. Es un dato importante para tener en cuenta. Gracias a todos y bienvenidos a este foro, en el que discutimos el recurso más abundante del mundo, y nosotros estamos preparados para comenzar a producirlo”, cerró.

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Equinor invertirá casi 7 mil millones de dólares para mantener su producción en Noruega

Equinor planea invertir 6.600 millones de dólares anuales en sus operaciones off-shore en Noruega, La empresa tiene previsto invertir entre 5.700 y 6.600 millones de dólares al año en la plataforma continental noruega hasta 2035, dijeron Opedal y Kjetil Hove, Vicepresidente Ejecutivo de Exploración y Producción de Equinor en Noruega.

El objetivo es mantener su actual nivel de producción en el mar de Noruega en torno a 1,2 millones de barriles diarios hasta 2035, dijo Hove. La empresa también tiene previsto perforar entre 20 y 30 pozos de exploración al año en la plataforma continental noruega hasta 2035.

El aumento de los costos y el desarrollo de los yacimientos impulsarán la inversión en petróleo y gas en las costas noruegas, primer productor de hidrocarburos de Europa Occidental, hasta alcanzar un nivel récord, según los últimos datos de Statistics Norway de principios de mes.

La inversión total en actividades petrolíferas y gasísticas en 2024, incluido el transporte por oleoducto, se estima en un máximo histórico de 24.000 millones de dólares (257.000 millones de coronas), según Statistics Norway en su encuesta del tercer trimestre sobre los planes de inversión de las compañías petroleras.

Las inversiones en petróleo y gas en alta mar en Noruega también seguirán siendo elevadas en 2025. El año que viene, las empresas esperan invertir un total de 22 450 millones de dólares (240 000 millones de coronas), según la última encuesta. Esta estimación es un 11% superior a las previsiones de las empresas en la anterior encuesta de mayo, según la oficina de estadística.

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Empresas: YPF pondría en venta más activos para concentrarse en Vaca Muerta

Sería además de desprenderse de yacimientos maduros, Metrogas y Refinor. La unidad de negocios del litio seguirá. Mientras termina de cerrar el traspaso de yacimientos maduros, la petrolera estatal YPF está preparando la carpeta de nuevos activos por vender. La empresa está llevando a cabo una amplia estrategia de desinversión para racionalizar las inversiones en la formación de petróleo y gas no convencional de Vaca Muerta. Eso sí: los ejecutivos de la compañía liderada por Horacio Marín desmintieron que se evalúe salir de YPF Litio como habían especulado fuentes del mercado. La compañía estuvo revisando participaciones que quedan fuera de […]

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Empresas: YPF estudia la venta de una unidad de litio para concentrarse en Vaca Muerta

La petrolera estatal vira su esquema hacia la explotación de la formación de shale en Neuquén. Además, avanza con la venta de yacimientos antiguos y busca hacer más rentable las distintas áreas de negocios. La petrolera argentina YPF SA está considerando vender su filial de litio como parte de una amplia estrategia de desinversión para racionalizar las inversiones en la formación de shale de Vaca Muerta. Los ejecutivos están considerando salir de YPF Litio, señaló una fuente con conocimiento del asunto que pidió no ser identificada por tratarse de información de carácter privado. La compañía ha estado revisando participaciones que […]

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Offshore: Se mantiene en pie la esperanza de una Vaca Muerta en el Mar Argentino

El mar argentino se mantiene como el mayor territorio con potencial hidrocarburífero inexplorado en el mundo. A pesar de los malos resultados del pozo Argerich quedan por delante 17 proyectos en marcha que pueden coronarse con éxito. El ejemplo del reservorio gasífero de la Cuenca Austral La perforación del Pozo Argerich, la primera en aguas profundas, de por sí, se convirtió en un hito para la historia de la exploración costa afuera en la Argentina. Y si bien el proyecto que llevaron adelante YPF, junto a sus socios Equinor y Shell, en la Cuenca Argentina Norte (CAN100) reveló la ausencia […]

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Palermo Aike: el ‘nuevo Vaca Muerta’ empieza a ser una realidad

La formación de la cuenca austral tiene potencial para producir hidrocarburos no convencionales. Cuánto falta para que el proyecto dé frutos Apenas a unos 100 kilómetros de El Calafate se encuentra la nueva esperanza de los hidrocarburos argentinos. La formación Palermo Aike tiene potencial para la producción de petróleo y gas no convencional y con el avance de los trabajos de exploración, ahora resta esperar los resultados para saber si la explotación comercial es posible. En mayo, YPF y Compañía General de Combustibles (CGC) finalizaron los trabajos de estimulación hidráulica en el primer pozo, en el área Cañadón Deus, que […]

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Petróleo: Sigue creciendo como puerto de salida para el crudo neuquino

Desde Galván comienzan a ser cada vez más frecuentes las exportaciones de petróleo proveniente de Vaca Muerta. La partida recientemente, rumbo a los Estados Unidos, de un buque tanque cargado con crudo de Vaca Muerta, puso de manifiesto la consolidación del puerto de Bahía Blanca como vía exportadora para el petróleo de la cuenca neuquina. Aunque obviamente sin llegar a la importancia que viene registrando en los últimos años puerto Rosales en ese aspecto, puerto Galván parece haber recuperado un antiguo rol que supo tener décadas atrás, cuando era la estación marítima bonaerense más importante en cuanto al movimiento de […]

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Vaca Muerta expande sus fronteras: los desarrollos en Mendoza y Río Negro

La producción no convencional de petróleo y gas no para de crecer en Neuquén, pero algunas compañías apuestan por explorar las áreas de la formación ubicadas fuera de esa provincia. Qué perspectivas hay de expandir la frontera y quiénes son los protagonistas de ese desafío. La formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta genera desafíos en el upstream (exploración, producción), en infraestructura de transporte del crudo y el gas y en mayores servicios asociados al sector, pero también en expandir los límites. Los mayores volúmenes de producción están en las áreas ubicadas en la provincia de Neuquén. Pero hay […]

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Vaca Muerta: De Neuquén, al mundo, el gas de Vaca Muerta calienta motores para la exportación

Con la reversión del gasoducto del norte en curso y el proyecto de planta de GNL, el sector se prepara para incrementar volúmenes de producción. La ventana de gas de Vaca Muerta no para de crecer. La puesta en operación del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK) permitió reemplazar importaciones por más producción local. Se suma la reversión del Gasoducto Norte y a las proyecciones para que el gas de Vaca Muerta conquiste el mercado de Brasil. También el desafío para que la Argentina exporte barcos con cargamentos de GNL. La agenda de la industria es acompañar todo este proceso con aumentos […]

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Infraestructura: «Nuestro plan de infraestructura tiene que ser levantado por manos neuquinas»

El gobernador de Neuquén remarcó el compromiso tras la firma de convenios de capacitación laboral con el gremio de la construcción. Figueroa en Vaca Muerta: «Nuestro plan de infraestructura tiene que ser levantado por manos neuquinas «El gobernador Rolando Figueroa remarcó que el plan provincial para paliar el déficit de infraestructura “tiene que ser levantado por manos neuquinas”. Durante un acto multitudinario en Añelo de la Unión Obrera de la Construcción (UOCRA), compartido con afiliados y con el secretario general de la entidad, Gerardo Martínez, el gobernador Rolando Figueroa indicó que el plan provincial que se puso en marcha para […]

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Capacitación: Vaca Muerta lanza un nuevo curso de oficio gratuito para la industria del Oil & Gas

El curso de auxiliar de operador de plantas de tratamiento de gas con formación en seguridad de procesos está destinado a jóvenes graduados de escuelas técnicas. GenEra Neuquén, el programa que impulsan Vista y Tecpetrol con el acompañamiento de la provincia, lanza la convocatoria para un nuevo curso gratuito de formación en oficios en Neuquén. En esta oportunidad se trata del curso de auxiliar de operador de plantas de tratamiento de gas con formación en seguridad de procesos. Esta capacitación es parte de la propuesta integral del programa GenEra, que busca fortalecer la educación técnica en la región. Este curso, […]

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Gas: El científico que busca potenciar el gas de Vaca Muerta y proteger el medio ambiente con pulsos eléctricos

Probará en un pozo petrolero un método para extraer el carbono en estado sólido y darle nuevos usos. Su perfil, entre la ciencia y el emprendedurismo. El científico que busca potenciar el gas de Vaca Muerta y proteger el medio ambiente con pulsos eléctricos Maria Isabel sanchez La última edición de la Experiencia Endeavor Patagonia tuvo al conocimiento y la tecnología aplicada como los principales protagonistas del ecosistema emprendedor. Entre ellos se destacó el caso de Einsted, una empresa que propone reutilizar el gas de Vaca Muerta a través de impulsos eléctricos que generan carbono sólido para su posterior uso […]

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YPF regresa a la Fórmula 1 de la mano de Franco Colapinto: el mensaje de apoyo al piloto argentino

La petrolera YPF confirmó su regreso a la Fórmula 1 como patrocinador oficial de Franco Colapinto, el piloto que este domingo hizo su debut con la escudería Williams. Este retorno de la empresa a la máxima categoría del automovilismo se produjo después de 23 años de ausencia.

El piloto argentino, nacido el 27 de mayo de 2003 en Pilar, provincia de Buenos Aires, Argentina, ha sido una figura emergente en el automovilismo desde sus inicios y con tan solo 21 años, fue anunciado como piloto de la Fórmula 1 por parte de la escudería Williams.

El argentino, reemplazo del estadounidense Logan Sargeant, debutó en el Gran Premio de Monza, convirtiéndose en el vigésimo sexto argentino en correr en la categoría reina del automovilismo.

La llegada de Colapinto a la máxima categoría trajo de regreso a la compañía petrolera, la cual destacó que el piloto se convertirá en uno de sus embajadores en el mundo, representando “los valores del esfuerzo y profesionalismo que YPF promueve en todos sus desafíos”.

La última vez que un piloto argentino compitió en la F1 fue en 2001, cuando Gastón Mazzacane corrió en el Gran Premio de San Marino.

“Ahora, con el respaldo de YPF, Colapinto se suma a la lista de grandes nombres del automovilismo argentino, como Juan Manuel Fangio y Carlos Reutemann, quienes también dejaron su marca en la categoría reina”, indicó la firma.

YPF subrayó que esta asociación con Franco Colapinto no solo celebra el retorno del país a la Fórmula 1, sino que también destaca la apuesta de la compañía por apoyar el talento joven y proyectar a Argentina en el escenario internacional.

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El principal comercializador de gas logró canjear gran parte de su deuda y prorrogó vencimientos

Grupo Albanesi, el principal comercializador de gas de la Argentina, logró una aceptación del 81% en su oferta de canje de obligaciones negociables locales. “Esta adhesión representa un notable gesto de confianza por parte de los inversores”, destacó la compañía.

“Esta operación es sumamente relevante, ya que extiende los plazos de las obligaciones financieras en consonancia con la generación de flujo operativo, este último vinculado a contratos de largo plazo. De esta manera, la compañía ofrece un horizonte financiero más ordenado y robusto, y simplifica la estructura de deuda”, explicó Guillermo Brun, director Financiero del Grupo.

El proceso de canje se produce en un contexto de expansión y crecimiento de las operaciones, con inversiones cercanas a los U$S 600 millones, por medio de tres proyectos: 

La obra de ampliación y cierre del ciclo combinado de la Central Térmica Ezeiza, que finalizó en abril y opera desde entonces al tope de su capacidad. 

La conversión de ciclo abierto a ciclo combinado de la Central Térmica Modesto Maranzana, la más grande que posee Albanesi en el país, ubicada en la ciudad de Río Cuarto, provincia de Córdoba, cuya octava turbina de gas fue incorporada en junio, y que en octubre quedará habilitada con el ciclo cerrado. 

La construcción de la Central de Cogeneración Arroyo Seco, en la provincia de Santa Fe, que se encuentra en pleno proceso de puesta a punto, próxima a ingresar en fase operativa

“Grupo Albanesi agradece la confianza y el apoyo de sus inversores, que hacen posible la concreción de grandes proyectos de infraestructura que contribuyen al desarrollo productivo de nuestro país”, dijo Armando Losón (h.), presidente del Grupo.

Albanesi es un grupo argentino de capitales privados fundado en 1912, con 112 años en el mercado local. Sus actividades principales son la generación de energía eléctrica y la provisión de gas natural. 

Para el final de este año se aproximará a los 2.000 MW de capacidad instalada a través de sus 10 centrales equipadas con tecnología de última generación.

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YPF saldrá a recomprar deuda que vence en 2025 y 2027

YPF destinará US$ 500 millones a recomprar Obligaciones Negociables que vencen entre 2025 y 2027.

Se trata de las ON Clase XXXIX (el ticker es YCA6O), con vencimiento el 28 de julio de 2025 y que pagaba una tasa de 8,5%, que había sido emitida en 2015, y las Clase LIII, con vencimiento el 21 de julio de 2027 y un cupón del 6,95%, emitida en 2017.

Con esos fondos comprará solo una parte de estos bonos en circulación, ya que del primero hay emitidos US$ 1.130 millones y del segundo, US$ 809 millones.

Para concretar la operación, YPF hará una nueva colocación de deuda en la que la empresa espera conseguir mejores condiciones. Un de las nuevas ON vencerá en 2031, será a tasa fija, y con cupón semestral.

Según los términos de la recompra, YPF ofrecerá un premio a los que entren antes del 12 de septiembre. 

Por cada bono clase XXIX pagará US$ 1.012,50. Pasada esa fecha y hasta el 27 de septiembre que cierra la oferta, el pago bajará´a US$ 962,50.

Lo mismo sucederá con el bono Clase LIII: por el ingreso temprano se abonará US$ 971,50 y luego US$ 921,50.

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Aumento de gas y luz: ya rigen los nuevos cuadros tarifarios

El Gobierno publicó este lunes los nuevos cuadros tarifarios para las empresas prestadoras de los servicios de gas y luz, lo que le mete presión a la inflación y al bolsillo de los argentinos.

Los nuevos valores, que derivarán en un incremento promedio del 4% en las boletas, fueron aprobados en distintas Resoluciones del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) y el Ente Nacional Regulador de la Energía (ENRE) publicadas en el Boletín Oficial, y corresponden a proveedoras de todo el país.

En el caso del gas, las actualizaciones abarcan a Metrogas, Transportadora de Gas del Sur S.A., Naturgy Ban, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, GasNor, Litoral Gas, Gas del Centro, Gas NEA y Distribuidora de Gas Cuyana. En cuanto a la energía eléctrica, el cuadro tarifario corresponde a Edesur y Edenor, por lo que impacta en CABA y Gran Buenos Aires.

El aumento se definió, en parte, para compensar el impacto de la reducción del impuesto PAIS con una baja del gasto público en subsidios.

El monto final de las boletas de energía se compone del costo de tres servicios más el recargo de los impuestos y tasas nacionales, provinciales y municipales. Equivale al costo de generar electricidad o producir gas (que tiene subsidios del Tesoro), el de transportar la energía a los centros de consumo y el de distribuirla en hogares, comercios e industrias. Los últimos dos servicios no están segmentados según el nivel de ingresos y, por lo tanto, el costo es igual para todos los hogares.

Hasta julio, el Gobierno había gastado en 2024 unos $ 3,82 billones -a moneda constante del mes pasado- en subsidios a la energía, un 40% menos en relación al período enero-julio 2023.

Este miércoles, si el Gobierno no lo vuelve a extender otro mes, finaliza el plazo para anotarse en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE). Los usuarios de tarifa social que no se anoten, perderán el subsidio. 

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Rigen nuevos precios para combustibles. Aumento de hasta 6 % en CABA

Los precios de las naftas y gasoils subieron alrededor del 3,5% en estaciones de servicio de todas las marcas en el arranque de setiembre, aunque tal como ocurrió el mes pasado en el área de la Ciudad de Buenos Aires los incrementos fueron superiores, llegando ahora hasta el 6 por ciento. De esta manera se redujo notablemente cierta diferencia (a la baja) que existía entre los precios de comercialización en CABA, y otras principales ciudades del resto del país.

El nuevo ajuste de precios se explica mayormente por una actualización parcial de Impuestos a los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono, la variación de la cotización lnternacional del crudo, y del Peso en relación Dólar en el mes.

Los nuevos precios se han dispuesto en un mercado que observa una merma en la demanda de los (mas caros) combustibles premium. La suba de precios en el rubro combustibles ronda el 80% en lo que va del año.

A modo de referencia cabe indicar que en estaciones de servicio con la marca YPF (la de mayor participación en el mercado) ubicadas en CABA el litro de nafta Súper tiene un precio de $ 1.059 (antes 992), la nafta Infinia pasó a costar $ 1.309 (antes 1.226), el Diesel 500 $ 1.084 (antes 1.032), y el Inficia diesel $ 1.334 (antes 1.312).

Los combustibles de la marca Shell pasaron a costar $ 1.109 para el litro de nafta Súper, $ 1.349 para la VPower Nafta; $ 1.178 para el diesel Evolux, y $ 1.372 para el VPower Diesel. Pueden variar según la zona de ubicación en la Ciudad.

Otro tanto ocurre con las estaciones que operan con la marca AXION, pero en algunas de CABA la nafta Súper cuesta $ 1.151 por litro, la Quantium Nafta $ 1.386, y la Quantium diesel $ 1.490.

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Publican proyecto de resolución que agiliza la entrada en operación de plantas renovables

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1333 sometió a consulta pública el proyecto de resolución No. 701 062 de 2024 (ver documento), el cual brinda oportunidades y consideraciones clave para inversionistas de proyectos renovables en Colombia.

Entre sus propuestas principales, permite modificar múltiples veces la Fecha de Puesta en Operación (FPO) de los proyectos mediante un aumento en la garantía de reserva de capacidad.

Se trata de una iniciativa que viene siendo solicitada por el sector teniendo en cuenta las demoras en los tramites suelen ser una de las principales barreras para los inversionistas a la hora de montar proyectos en Colombia.

En diálogo con Energía Estratégica, Ximena Cifuentes, coordinadora de estudios de Óptima Consultores, empresa enfocada en brindar asesoría integral en el mercado energético, explicó en detalles los alcances de la normativa y advirtió los beneficios que aportaría su aprobación al sector de las energías no convencionales.

¿De qué trata el proyecto de resolución?

La normativa introduce cambios importantes para facilitar la modificación de la Fecha de Puesta en Operación (FPO) de los proyectos, permitiendo ajustarla en función del incremento en el valor de la cobertura de la garantía para reserva de capacidad.

De esta forma, busca reducir la carga operativa de la UPME, al delegar la verificación del cumplimiento de estas modificaciones al ASIC.

Además, aclara la ambigüedad regulatoria existente en situaciones donde ya se cuenta con una garantía adicional que cubre el mismo riesgo de puesta en operación. En estos casos, la garantía de reserva de capacidad solo se requerirá si el nuevo cálculo supera el valor de la garantía adicional con la cual se cubría el riesgo.

La resolución también ofrece una oportunidad a los proyectos que han tenido incumplimientos en su Curva S, (incluso más de tres incumplimientos que derivaban en una potencial liberación) permitiéndoles reiniciar este proceso. Esto aplica únicamente si el proyecto solicita el cambio de la FPO bajo las nuevas condiciones.

Finalmente, para los proyectos con garantías ejecutadas en subastas de contratación de largo plazo, la resolución permite su continuación, siempre y cuando se constituya la garantía de reserva de capacidad y se modifique la FPO para reflejar el nuevo valor de la garantía, cuando aplique.

¿Qué impacto tendrá en la integración de energía renovable?

Tras la emisión de la Resolución MME 40042 de 2024 en febrero, el sector estaba a la espera de esta reglamentación que flexibiliza parcialmente los cambios en la FPO. Aunque se solicitaba una mayor flexibilidad, la propuesta regulatoria permite obtener cambios de FPO más rápidos y con mayor certeza, lo cual elimina uno de los riesgos significativos para los proyectos renovables, que era la incertidumbre de obtener una aprobación en la modificación de FPO.

Por otro lado, con la implementación de este nuevo proyecto de resolución, los proyectos con avance significativo tendrán un alivio adicional, permitiéndoles extender la FPO por un par de meses sin enfrentar incrementos sustanciales en las garantías ni riesgos de liberación. Anteriormente, se requería duplicar la FPO sin importar el tiempo adicional (máximo un año), lo que representaba una carga significativa, incluso si sólo se necesitaba un corto período para completar las pruebas.

En este contexto, ante los requerimientos técnicos establecidos en las resoluciones CREG 060 de 2019 y 148 de 2021, se ofrece un margen de maniobra necesario para cumplir con los rigurosos requisitos, pues la propuesta permite una extensión de la FPO cuando haya un retraso en el cumplimiento de estos.

En concreto, esta regulación ayudará a agilizar los trámites para poner en operación proyectos de energía limpia en dos vías: i) al transferir parte de la verificación de cambios en la FPO al ASIC, lo cual aligera la carga administrativa de la UPME. Esto le permitirá a esta entidad enfocarse en otras solicitudes cruciales para el desarrollo de proyectos, acelerando así el proceso general de autorización;  ii) la nueva flexibilidad en la modificación de la FPO reduce la incertidumbre que enfrentaban los proyectos con respecto a la ampliación de la FPO. Esto facilita el cierre financiero al eliminar las dudas sobre la probabilidad y el tiempo en obtener una extensión, mitigando así los riesgos asociados con el proyecto que podría percibir el mercado.

¿Qué otras medidas deben acompañar este proyecto de ley para impulsar una aceleración de inversiones renovables?

Aún no está claro cuándo se tendrán los resultados de las solicitudes de asignación de capacidad del ciclo 2023-4024. Cabe recordar que el último comunicado oficial de la UPME, publicado el 7 de agosto, indicó que para el 30 de septiembre de 2024 se publicará la capacidad de transporte disponible para el proceso actual. Sin embargo, esta fecha no garantiza que los conceptos de conexión estén resueltos en ese momento. Esta fecha es clave para disminuir la incertidumbre del desarrollo de nuevos proyectos.

Por otro lado, dado que la aplicación de la Resolución 075 de 2021 ofrece varias oportunidades de mejora, este período debe aprovecharse para optimizar el proceso de asignación y seguimiento de proyectos.

Aunque la resolución flexibiliza las condiciones para el desarrollo continuo de proyectos, es crucial revisar y mejorar el seguimiento de aquellos que actualmente ocupan espacio pero que son inviables, para liberar capacidad para proyectos que realmente podrán concretar su conexión. ç

Esto se vuelve relevante, teniendo en cuenta que la UPME, mediante comunicación, informó sobre una gran cantidad de proyectos que se encontraban hasta con tres hitos incumplidos, pero no se había iniciado ningún proceso de liberación ni ejecución de garantías, perdiendo de vista uno de los objetivos más importantes que buscaba el cambio de la Resolución 075 de 2021, impedir el acaparamiento de puntos de conexión. 

Además, es fundamental revisar y agilizar los trámites ambientales, que a menudo son una fuente de retrasos significativos en el avance de los proyectos.

Otro aspecto clave es la revisión de las penalidades por desviaciones. Aunque estas penalidades están suspendidas y la CREG debe abordarlas, es necesario que se agilicé la nueva propuesta regulatoria para seguir impulsando la inversión en proyectos renovables.

Por último, otro punto a evaluar tiene que ver con los requisitos de puesta en operación de estos proyectos, dado que muchos de ellos han tenido que sobredimensionar su generación con el fin de cumplir con las pruebas de puesta en servicio (particularmente, con la prueba de la curva de capacidad), lo que ha incentivando en que en algunos periodos de tiempo tengan la capacidad de entregar más energía de la asignada. Para ello, sería ideal establecer un mecanismo que permita a estos proyectos vender la energía adicional generada y obtener ingresos por ello.

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Cuál es el estado de avance de los principales proyectos de cobre en la Argentina

El presente y el futuro cercano de los principales proyectos de cobre en la Argentina fue el tema central que congregó a representantes de Lundin Mining, McEwen Copper, Filo Corp y Barrick Sudamerica en un panel del VII Encuentro Minero Chileno Argentino celebrado en Santiago de Chile.

Los proyectos Los Azules, Josemaría y Filo del Sol suscitaron el interés de una nutrida audiencia de empresarios y autoridades de Chile y la Argentina reunidas en el evento organizado por la Embajada Argentina en Chile.

Los Azules

La relevancia de San Juan como el principal polo minero a ser desarrollado en la Argentina fue resaltada por el gerente general del proyecto Los Azules y representante de McEwen Copper, Michael Meding. “De los 8 proyectos mineros más importantes que la Argentina tiene en este momento 5 están en San Juan y de los 5 proyectos más importantes de cobre 3 están en San Juan”, remarcó Meding.

Los Azules es uno de los proyectos de cobre sin desarrollar más grandes del país. Está localizado en el departamento Calingasta en San Juan, sobre la cordillera frontal en el Cordón de Los Azules. McEwen Copper lleva invertidos US$ 300 millones en un proyecto con 17 millones de toneladas de recursos ubicados. “Es una inversión que hemos hecho confiando en el futuro de la Argentina”, subrayó.

La compañía presentó la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto Los Azules el año pasado. Según Meding el objetivo es comenzar a producir en 2029. “Esperamos obtener nuestro permiso ambiental para la construcción y operación durante el cuarto trimestre de este año. En principio, tener actividad para el final del primer trimestre o inicio del segundo del 2025, con la construcción de la línea eléctrica y el camino a partir del 2026 y construcción masiva desde el 2028”, puntualizó el gerente del proyecto sobre los pasos a seguir.

Josemaría y Filo del Sol

En cuanto a Josemaría y Filo del Sol, dos mega proyectos de cobre que suscitaron una mayor atención en el último tiempo debido al desembarco de BHP en estos, representantes vinculados a estas inversiones focalizaron en las sinergias existentes debido a la distancia cercana entre ambos.

El vicepresidente de Asuntos Corporativos del Proyecto Josemaría y representante de Lundin Mining, Alfredo Vitaller, remarcó que los entes reguladores antimonopolio aún deben aprobar el acuerdo con BHP. “Es importante aclarar que todavía el acuerdo no está homologado. Si bien las dos compañías hemos empezado lentamente a trabajar, oficialmente todavía el acuerdo no está cerrado”, subrayó Vitaller.

“Nosotros estamos seguros de que el proyecto va a ir adelante, pero al principio va a demorar unos meses. Por eso es importante que las autoridades, que la comunidad, que los proveedores entiendan que esto es una cuestión que está empezando a moverse, pero es una rueda grande que puede ser difícil de mover al principio, pero una vez que arranca, funciona fuerte”, añadió.

En el proyecto Josemaría de cobre y oro se llevan invertidos US$ 1000 millones. Mientras esperan por la homologación del acuerdo, la compañía canadiense esta trabajando en la ingeniería del proyecto pensando en las sinergias a lograr con el proyecto Filo del Sol. “La idea general es que en algún momento una planta procesadora en Josemaría pueda procesar los dos proyectos, pero como ustedes se imaginan, eso requiere mucha ingeniería y trabajo”, dijo Vitaller. Las compañías estiman que cuando los dos proyectos esten en producción sería una de las 10 minas de producción de cobre más grandes del mundo.

A su turno, el Gerente General del Proyecto Filo del Sol y representante de Filo Corp, Diego Charchaflie, pidió paciencia a las autoridades para afinar el proyecto. “Los próximos pasos tienen que ver con ajustar el proyecto y ajustar la situación de conocimiento y de desarrollo con una realidad cambiante”, dijo Charchaflie.

“Cuando uno piensa en el potencial, estamos explorando un área con un volumen de cerca de seis kilómetros cúbicos. Que muy probablemente sea de lugar a una explotación de por lo menos cincuenta años o más. Lo que conversamos siempre con las autoridades es que necesitamos algo de paciencia para ordenar de forma razonable una inversión que va durar varias decenas de años”, añadió.

Veladero

Por otro lado, el vicepresidente de Relaciones Gubernamentales de Barrick Sudamérica, Marcelo Álvarez, destacó que la mina de oro y plata Veladero esta por cumplir 20 años de operación, con muchos años donde supera las 500.000 onzas de oro de producción. “Es una mina de clase mundial y que en ese tiempo ha generado unos 12.000 millones de dólares que han quedado en la economía argentina en forma de proveedores, servicios, salarios, etc.”, explicó Álvarez.

Barrick viene ejecutando obras para extender la vida útil de la mina por hasta diez años más. “Nosotros también queremos ser protagonistas de este futuro. Veladero se extendió por 10 años. Eso nos da mucho más tiempo para seguir explorando. Pensamos que hay muy buenas oportunidades”, señaló.

Comunidades y obras de infraestructura

El trabajo con las comunidades locales y las obras de infraestructura necesarias para el desarrollo de las minas fueron otros de los ejes abordados durante el panel. El representante de McEwen Copper puntualizó en la importancia de la transparencia en la comunicación del proyecto Los Azules. “Escucharon nuestra presentación más de 2400 personas hasta el momento, que es aproximadamente el 23% de toda la comunidad de Calingasta, donde está ubicada nuestro proyecto”, señaló Minding.

“Como empresa hay que ser transparente, hay que involucrar a la comunidad, hay que mostrar el compromiso y hay que tomar los riesgos asociados, digamos, que significa el desarrollo comunitario y el desarrollo de proveedores locales. Como ejemplo, de la empresa el 35% de nuestros agentes son de Calingasta, más del 50% son sanjuaninos y el resto son argentinos, con la excepción que tenemos tres expatriados”, subrayó.

En la misma sintonía, Vitaller destacó el trabajo de involucramiento con la comunidad que vienen desarrollando desde la etapa de exploración en el proyecto Josemaría. También focalizó en las dos obras de infraestructura en las que están trabajando para desarrollar el proyecto y que demandarán una inversión cercana a los US$ 600 millones. “El proyecto está bien al norte de la provincia de San Juan, pero nosotros hoy en día accedemos al proyecto a través de la provincia de La Rioja. Uno de los desafíos que tenemos pronto y que ya está por arrancar es la construcción de un camino entero, 250 kilómetros dentro de la provincia de San Juan, y el segundo proyecto que tenemos es una línea de alta tensión de 250 kilómetros”, explicó.

, Nicolás Deza

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

En los últimos años Salta registró una diversificación de sus proyectos mineros. La provincia posee la mina de oro Lindero, que tiene una producción de 110.000 onzas de oro anuales. A su vez, se encuentra desarrollando tres importantes proyectos de litio y también cuenta con iniciativas de cobre, dos minerales críticos que ocuparán un rol fundamental de cara a la transición energética. Uno de esos proyectos es Taca Taca, que está a cargo de la canadiense First Quantum Minerals. Se trata de una mina de cobre, ubicada a 35 kilómetros hacia el oste de la localidad de Tolar Grande, que cuenta con una inversión estimada de US$ 3600 millones. Se proyecta que produzca 275.000 toneladas de cobre en los primeros 10 años de operaciones, con exportaciones que podrían superar los US$ 2000 millones anuales.

Jonh Dean, gerente general del proyecto, participó de la nueva edición de Argentina Mining y brindó detalles sobre la iniciativa. “Taca Taca está destinado a ser una piedra angular del desarrollo de cobre a largo plazo. El cobre ayuda a mejorar la vida de las personas, que haya asequibilidad”.

El ejecutivo se refirió a la reglamentación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones y aseguró: “El RIGI es fundamental para desbloquear el potencial de Argentina. Antes no había un marco que de confiabilidad. Y el Régimen permite la inversión y seguir adelante con el proyecto”.

Cuidado el medio ambiente y la comunidad

Dean también se refirió al trabajo impulsado por la minera para disminuir el impacto ambiental y detalló que el objetivo es abastecer el proyecto con energía renovable. “Nuestro compromiso con Salta va más allá de construir una mina. La licencia social es el activo más valioso que podemos tener”, remarcó.

El ejecutivo también detalló que con la compañía se encuentran involucrados con las comunidades cercanas a Taca Taca y que la meta es seguir reforzando las relaciones. En esa línea, indicó: “Estamos trabajando con instituciones educativas para que los colaboradores de Taca taca sean salteños. También para trabajar con proveedores locales. Además, estamos trabajando con el gobierno en lo que es el trazado ferroviario para poder llegar a Chile”.

Nuevas oportunidades

El gerente general del proyecto marcó que además de Taca Taca se encuentran explorando oportunidades adicionales para aprovechar el potencial de la provincia. Uno de esos proyectos es Vendaval, un depósito de cobre y oro ubicado en el oeste de Salta. Si bien el sistema fue identificado por exploradores desde los años 1990, el descubrimiento de mineralización económica no fue hecho hasta el año 2019.

En dialogo con EconoJournal, David Arribasplata, geólogo de proyectos de First Quantum Minerals, indicó que “Vendaval es el primer proyecto que perforamos en la Argentina y logramos que sea un descubrimiento. Da mucho valor agregado. Los que trabajamos en geología sabemos que lograr esto no es fácil y nos hace dar cuenta de que estamos en un buen lugar y que este un país que tiene muchas bondades”.

Arribasplata explicó que este proyecto es muy significativo dado que depósitos como este fueron descritos hace años en Chile, pero que no se había estudiado algo similar tan al norte.

 “Encontrar estos depósitos nos permite darnos cuenta que hay una franja sobre la cual debemos seguir buscando. Ese es el impacto más importante del proyecto. Da pie a seguir trabajando, a seguir buscando. Tenemos voracidad de ir a ver zonas, revisarlas. Estamos enfocados en seguir encontrando más depósitos en la Argentina. Seguimos explorando a lo largo de toda la provincia”, destacó el geólogo. 

También, comunicó que Vendaval es un depósito más chico en comparación con Taca Taca, pero que permite pensar en la posibilidad de que en esa zona tenga otros depósitos similares lo que funciona como motivación para seguir realizando trabajos de exploración.

Licencia social

Arribasplata comunicó que se encuentran realizando un trabajo en conjunto con las autoridades para obtener la licencia social. “Siempre nos hemos comunicado con la gente de la comunidad. Los invitamos a que vengan al proyecto. Nos han hecho inspecciones. Queremos agregar valor a la provincia y que la gente no le tenga miedo a la actividad minera, porque el mundo actual no sería posible sin la minería”.

En esa línea, el geólogo de proyectos de First Quantum Minerals remarcó que las energías verdes demandan mucha más cantidad de cobre del que se encuentra disponible en la actualidad y que todo el cobre que se ha producido hasta el momento no es suficiente para suplir la demanda que va a existir a futuro. “Hasta la década de los ‘90 fueron un furor los descubrimientos, pero luego, con el tiempo, mermó. La idea es seguir buscando, encontrando. La transición energética necesita cobre, litio, cobalto, es una cadena. Lo importante es entender que hay una riqueza en la provincia que se puede aprovechar”, concluyó Arribasplata.

, Loana Tejero

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Senadores de Chile analizarán una reforma integral a la ley de distribución eléctrica

La Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile acordó formar una mesa técnica con el Poder Ejecutivo y las empresas distribuidoras de energía eléctrica para abordar una reforma integral a la ley que regula el sistema de distribución a partir del 1° de octubre

La mesa técnica fue aprobada de forma unánime en respuesta a los acontecimientos dados semanas atrás por la emergencia climática y los masivos cortes de electricidad afectaron a miles de usuarios del país. 

“No podemos seguir esperando que ocurra lo mismo en un par de meses o el próximo invierno y que las consecuencias sean las mismas. Tenemos que ser capaces de dar respuesta, tomar medidas, hacer las reformas que correspondan para fortalecer el sistema eléctrico, en este caso para fortalecer la distribución eléctrica”, manifestó la senadora Luz Ebensperger. 

“Estamos en una época de alza de tarifa, pero a la vez de mal servicio. Por lo tanto, hemos adoptado el acuerdo de trabajar en profundidad y en serio, a contar del primero de octubre, sobre una reforma al sistema de distribución eléctrica”, subrayó el senador Juan Luis Castro, quien también es el presidente de la Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile.

La iniciativa también llegó pocos días después de que el ministro de Energía, Diego Pardow, anunciara el inicio del proceso de caducidad de la concesión de ENEL (principal distribuidora de energía en la Región Metropolitana) y abriera las puertas a la creación de una empresa nacional estatal de distribución eléctrica

Esta nueva compañía pública podría funcionar de manera similar a la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP – fundada en el año 1950) y a la par de las distribuidoras privadas; aunque su implementación no sería de forma inmediata sino que se llevaría adelante con el tiempo y con un desarrollo concreto por parte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).

De todos modos, cabe recordar que, en reiteradas ocasiones, diversos gremios del sector energético de Chile plantearon la necesidad de modificar el marco regulatorio de la distribución, debido a que lleva cuatro décadas sin grandes cambios. 

La intención de dichas entidades es avanzar en el camino del segundo tiempo para la transición energética,  mejorar la calidad de suministro, hacer frente a las condiciones distintas del cambio climático y habilitar la penetración masiva de generación distribuida, almacenamiento y electromovilidad, tal como lo manifestaron desde la Asociación Gremial de Empresas Eléctricas. 

“Resulta clave que los medios energéticos distribuidos sean incorporados en la planificación de las redes de distribución para efectos de la remuneración y tarificación, así como avanzar en la formalización de la figura de los agregadores de demanda que permitan gestionar y proveer servicios de seguridad y mayor flexibilidad al sistema”, sostuvo tiempo atrás el director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG, Juan Meriches.

Incluso, el propio Poder Ejecutivo puso el foco en una modificación normativa en la materia a través de la Estrategia de Adaptación a la Crisis Climática del sector Energía, con el fin de que la resiliencia y adaptación formen parte de las directrices del funcionamiento del sistema, considerando todos los segmentos (almacenamiento, transmisión y distribución, seguridad, sistemas medianos, equidad tarifaria, innovación energética, biocombustibles, continuidad del suministro, calefacción distrital, entre otros) y en diferentes niveles. 

Sin embargo, tal documento señala que esa iniciativa no se daría este mismo año ya que la hoja de ruta elaborada por el Ministerio de Energía esboza el desarrollo de un consenso de la estrategia legislativa y el ingreso del proyecto de ley al Congreso Nacional en 2025 y 2027; pero tras el acuerdo de la Comisión de Minería y Energía del Senado habrá que esperar si se acelera el proceso o continúa tal cual lo previsto. 

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Auge en la industria renovable: se abrieron 28 puestos de empleos verdes en Colombia

Como ya había anticipado Energía Estratégica, Colombia está inmerso en un escenario marcado por la transición hacia fuentes de energía más sostenibles y la industria renovable experimenta un crecimiento acelerado, generando una creciente demanda de profesionales especializados. 

Un claro ejemplo de ello, es que en la última semana, se publicaron alrededor de 28 vacantes de empleo de energías no convencionales en el país mediante la red social Linkedin.

En cuanto a la modalidad de trabajo, si bien la mayoría de las empresas solicitan empleos de manera presencial en la ciudad de Bogotá y otras otras regiones con gran potencial de energía limpia como Tolima y Atlántico, existe un gran número de oportunidades en formato remoto o hibrido, que combina lo presencial con el teletrabajo.

Entre las principales empresas que publicaron las ofertas están  GreenYellow, Revergy, Grupo Elecnor y Vestas.

Las búsquedas abarcan gran variedad de puestos, pero los perfiles más solicitados son ingenieros, gerentes de área, consultores y vendedores del sector solar fotovoltaico, con excepción de algunas vacantes para el área de eólica.

En línea con esa fuerte demanda, según expertos consultados por este medio, los requerimientos de perfiles del sector ERNC suelen ser elevados por lo que cada vez es más difícil para las consultoras hallar profesionales que cumplan con cualidades y experiencia solicitada. Esto en muchos casos se traduce en una suba en la remuneración pretendida de esos puestos.

Una por una, las vacantes que se abrieron: 

ANALISTA DE SOSTENIBILIDAD en Constructora Capital. Bogotá, Distrito Capital, Colombia (Presencial).
Jefe de negocios de energía Solar en Tronex. Medellín, Antioquia, Colombia (Presencial).
Consultor energético industria junior Mosquera en Colgas. Mosquera, Cundinamarca, Colombia (Presencial).
Estagiário de Projetos Solares Fotovoltaicos – Portugal en GreenYellow do Brasil. Lisboa, Tolima, Colombia (Presencial).
Ingeniero de proyectos – Eléctrico / Electricista en SOCQ CONSULTORES DE INGENIERIA. Bogotá, Distrito Capital, Colombia (Híbrido).
Profesional SISO Cartagena en Suncolombia. Cartagena de Indias, Bolívar, Colombia (Presencial).
Gerente Comercial (Energías Renovables) en H&CO Latam . Cartagena de Indias, Bolívar, Colombia (Presencial).
Contract Manager en CTG Latam. Bogotá, Distrito Capital, Colombia (Presencial).
Aprendiz gestión ambiental en Imbera Colombia .Cali, Valle del Cauca, Colombia (Presencial).
VIE – Junior Project Engineer F/HVIE en VINCI. Fusagasugá, Cundinamarca, Colombia.
Ingeniero de la oficina técnica – Fotovoltaica (h/m) en Grupo Elecnor . Atlántico, Colombia (Presencial).
Ingeniero/a de Planificación – Obra Fotovoltaica en Grupo Elecnor. Atlántico, Colombia (Presencial).
Business Development Representative (Latin-America) en Virto Solar. Distrito Capital, Colombia (Híbrido).
Wind Turbine Installation Manager- Greece en Vestas. Sumapaz, Distrito Capital, Colombia.
Engenheiro júnior de projetos fotovoltaicos – Analista Fotovoltaico en GreenYellow do Brasil. Lisboa, Tolima, Colombia (Presencial).
Ingeniero forestal en Bosques, Suelos y Aguas. Villavicencio, Meta, Colombia (Presencial).
Manager Planning Control en CTG Latam . Bogotá Distrito Capital, Colombia (Presencial).
Ingeniero Ambiental en Bioquifar Pharmaceutica SA. Bogotá, Distrito Capital, Colombia (Presencial).
JEFE DE OBRA ELECTRICO en INSTALACIONES NEGRATIN SL . Atlántico, Colombia (Presencial).
AUXILIAR DE BODEGA – CONDUCTOR en Magneto Empleos. Funza, Cundinamarca, Colombia (Presencial).
Ingeniero Comercial Eléctrico en STRATEGY 360 Business. Cali, Valle del Cauca, Colombia (Híbrido).
Gerente Comercial (Vehículos Linea Amarilla) en H&CO Latam. Cartagena de Indias, Bolívar, Colombia (Presencial).
Gestor Ambiental Farmacéutica en Dinámico. Bogotá, Distrito Capital, Colombia (Presencial).
Ingeniero ambiental en Multiempleos S.A. Bucamaranga Santander Colombia (Presencial).
Ingeniero ambiental especialista SST en Dharmachakra. Bucamaranga Santander Colombia (Presencial).
Ingeniero Electricista, Electromecánico , Electrónico en Revergy. La Loma de Calenturas, Cesar, Colombia (Presencial).
AUXILIAR DE BODEGA – CONDUCTOR Magneto Empleos. Bogotá Distrito Capital, Colombia (Presencial).

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Análisis y recomendaciones para enfrentar el desafío energético en República Dominicana

La reciente designación de Joel Santos Echavarría como nuevo ministro de Energía y Minas ha generado expectativas en diversos sectores. Aunque Santos no proviene del ámbito energético, su reputación como un ejecutor eficaz del gobierno bajo su rol de ministro interino de la Presidencia de la República Dominicana ha despertado la esperanza de que pueda implementar cambios significativos en el sector.

Rafael Velazco Espaillat, gerente general de Raveza Associated & Services, S.R.L., subrayó en una entrevista con Energía Estratégica que la capacidad ejecutora de Santos podría ser crucial para avanzar en cambios estructurales necesarios, siempre y cuando -desde la perspectiva de Rafael Velazco– se apoye en el trabajo técnico ya realizado por expertos..

«Joel Santos no viene de las entrañas del sector energético, pero es un gran ejecutor», afirmó el referente de Raveza Associated & Services.

Uno de los puntos clave que Velazco sugiere retomar por la nueva administración es el informe de la consultora norteamericana Tetra Tech en 2021, elaborado a pedido del Ministerio de Energía y Minas. Este informe, que fue el resultado de un año de trabajo coordinado con entidades como la Comisión Nacional de Energía (CNE), la Superintendencia de Electricidad (SIE), el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y el Organismo Coordinador (OC), contiene recomendaciones que Velazco considera esenciales para la modernización del subsector eléctrico.

«Ellos entregaron a mediados del 2022 lo que ahora es la iniciativa de ley armonizada del subsector eléctrico», señaló, pero también destacó que la versión más reciente de esta ley, que avanza en el Senado, ha sido modificada.

«Lo que me interesa destacar es que lo que ahí se ha plasmado en la versión del 21 de agosto que tiene la firma del senador Alexis Victoria Yeb no es lo que salió en el informe de Tetra Tech», advirtió.

Una de las principales preocupaciones de Velazco es la alteración de ciertas recomendaciones originales de Tetra Tech. , que revisaba cuestiones tan simples de ejecutar como separar la Oficina de Protección al Consumidor (Protecom) de la Superintendencia de Electricidad (SIE) para evitar que esta última sea «juez y parte», o temas más complejos al haber sido propuesta sobre la ley 125, la Ley 5707 y su reglamento de aplicación en lo vinculado a los sistemas regulados.

«Para los sistemas aislados se dejaba el mismo procedimiento y los pasos burocráticos, pero ahora se está poniendo que la decisión final la toma el MEM en lugar de hacerlo la CNE y la SIE. Eso no es muy sano porque aunque no se quiera y estoy seguro que no es el caso de este gobierno, eso puede politizar las decisiones que se tomen sobre sistemas aislados», ejemplificó, sugiriendo que tal centralización podría abrir la puerta a que otros gobiernos puedan aplicar influencias políticas en decisiones técnicas que deberían ser imparciales.

Retos y oportunidades para las energías renovables y el almacenamiento en baterías

Rafael Velazco también expresó su inquietud sobre la responsabilidad de aprobación de concesiones de energías renovables que cambiaría con la introducción de la nueva ley armonizada del subsector eléctrico.

«Aunque la energía renovable según la misma ley 5707 descansa sobre la Comisión Nacional de Energía (CNE), ahora con la nueva ley armonizada del subsector eléctrico si se suprime la CNE, esto pasa al MEM», sintetizó Velazco, aunque además señaló que esta transición no solo implica un cambio institucional, sino que también plantea interrogantes sobre la capacidad del MEM para asumir estas funciones de manera efectiva.

Si bien la nueva iniciativa de ley establece la creación de la Unidad Técnica de Planificación, adscrita al MEM, que tendría a su cargo la elaboración del informe técnico de planificación de la generación y la transmisión, el referente de Raveza Associated & Services, S.R.L. señala que esta unidad no ha definido claramente sus funciones específicas.

«La ley solo indica que el informe incluirá los escenarios energéticos posibles para el horizonte de largo plazo y los antecedentes y estudios en que se fundamente», comenta Velazco, subrayando que esto genera incertidumbre sobre cómo se manejarán los retos energéticos que el país enfrentará en el futuro cercano.

Uno de los desafíos más inmediatos es la incorporación de 1500 MW de energías renovables variables, que se espera ingresen al sistema próximamente. Además, el país está a la espera de la entrada en operación de 800 MW de energía de base, provenientes de plantas de gas de ciclo combinado que fueron licitadas recientemente. Este aumento en la capacidad instalada representa una oportunidad para avanzar hacia una matriz energética más sostenible, pero también conlleva riesgos si no se gestiona adecuadamente.

En este contexto, la necesidad de soluciones de almacenamiento de energía se vuelve crítica en esta «ventana» a la espera de el inicio de operación de ciclos combinados en 30 meses o más. La variabilidad inherente a las energías renovables, como la solar y la eólica, requeriría de sistemas de almacenamiento que permitan estabilizar la oferta energética. Al respecto, Velazco retoma las palabras de Celso Marranzini, quien advirtió: «si no se montan rápidamente baterías para almacenamiento de energía, el sistema podría colapsar», declaración que subraya la urgencia de desarrollar infraestructura adecuada para acompañar la transición hacia una mayor participación de las energías renovables en la matriz energética nacional.

Sin embargo, no todas las modificaciones son vistas con malos ojos por Rafael Velazco. Una recomendación que, según él, debe ser revisada con atención es la que propone que el Plan Energético Nacional, actualmente responsabilidad de la CNE, pase a ser gestionado por el MEM. Velazco considera que esta transición podría ser positiva, siempre y cuando el MEM se apoye en el Organismo Coordinador para la elaboración del plan.

«Si esto prospera, el MEM para fines de realizar el Plan Energético Nacional se debería apoyar en el OC para el suministro de la información técnica necesaria», declarando que apoyarse en entidades con experiencia le darían mayor credibilidad y solidez técnica necesarias para esta tarea.

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El gobierno de Santa Cruz llamó al sector privado a invertir en renovables e hidrógeno verde

El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, llamó al sector privado a invertir en nuevos proyectos destinados a la producción de energías renovables, hidrógeno verde y sus derivados en la provincia. 

La provincia ya se conformaba con la renta de la industria hidrocarburífera y gasífera, a la par que mira con buenos ojos la formación Palermo Aike a partir de un proyecto exploratorio encarado por CGC e YPF, pero el mandatario provincial remarcó la importancia de aprovechar aprovechar todos los recursos naturales en el camino de la transición energética. 

“Tanto el petróleo, el gas, el oro y la plata son recursos no renovables, pero tenemos el hidrógeno verde, uno de los recursos más abundantes del mundo. Y por las características de la región, tenemos la gran oportunidad de ser primeros productores de H2V”, mencionó. 

“Quizás por falta de proyección, no animarnos, no querer dar ese paso o ser conformistas, no le dimos la importancia y valor que deberíamos haberle dado a esa actividad. Tuvimos algunos primeros pasos, iniciativas con ciertos límites, pero ahora es el momento”, agregó ante embajadores, legisladores nacionales, representantes del sector empresarial durante el Foro Hidrógeno Verde: Condiciones para su Desarrollo. 

Bajo esa misma línea, vaticinó que el gobierno prepara las condiciones para que lleguen más inversiones en la materia y en la infraestructura correspondiente, principalmente a través del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), por lo que Santa Cruz no debiera aislarse de esa posibilidad, sino más bien recuperar la confianza del sector que puede capitalizar los proyectos.  

Y cabe recordar que, meses atrás, el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, confirmó que el Poder Ejecutivo enviará al Congreso un nuevo proyecto de ley de hidrógeno, vinculado a normas técnicas, esquemas de certificación y blending, a la par que revisarán la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del H2 (lanzada por el gobierno anterior) tras la aprobación de la Ley de Bases. 

De acuerdo a la información compartida por el titular de la cartera energética nacional, el nuevo proyecto de ley se presentaría en el mes de septiembre, mientras que la actualización de la estrategia se daría en noviembre del corriente año. 

Mientras que Claudio Vidal complementó que “este es el momento de recapacitar, animarse y dar el gran paso” en renovables e hidrógeno verde, ante la “difícil situación económica” que atraviesa el país y de la propia Santa Cruz, donde un gran porcentaje de la recaudación provincial depende de actividades no renovables. 

“Estamos preparados para producir, recuperar la cultura de trabajo y convencidos de que fortalecer la economía será en base a la producción. Es por eso que le queremos pedir una oportunidad al sector empresarial”, manifestó en el evento organizado por la provincia de Santa Cruz y la PlataformaH2 Argentina. 

“Somos una provincia muy rica en cuanto a recursos y debemos lograr que todas las actividades convivan. Durante muchos años, el productor afortunado que tenía la posibilidad de que en su campo se extraiga oro, plata, petróleo o gas, dejaba la ganadería de lado y por ende descuidamos actividades por priorizar. Pero ahora podremos lograr que las actividades convivan, como por ejemplo que en los yacimientos petroleros y gasíferos podamos tener distintas actividades verdes que fortalezcan la economía”, concluyó.

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RE100: Climate Group realiza un mapeo de stakeholders en la región para sellar nuevas alianzas pro renovables

RE100, iniciativa de Climate Group, ha tomado el liderazgo de reunir a empresas comprometidas con abastecerse exclusivamente con energía renovable. Con más de 430 empresas globales ya alineadas, el enfoque ahora se dirige a Latinoamérica, una región rica en recursos naturales y cada vez más consciente de la importancia de acelerar el cambio hacia redes de carbono cero.

Mónica Mata Ortega, Senior Program Manager Latin America de Climate Group, explica que RE100 surgió para mostrar que el sector privado también una ambición de liderar en la lucha contra el cambio climático. Por lo que, desde el comienzo, la iniciativa ha buscado comprometer a las empresas con objetivos ambiciosos y apoyar a aquellas que enfrentan barreras para alcanzarlos.

El reto ahora es incrementar la participación de empresas latinoamericanas. Aunque multinacionales como Bimbo, con presencia en varios países de la región, ya son parte de RE100, el objetivo es sumar más miembros locales. Mata destaca que América Latina tiene un gran potencial y una abundancia de recursos naturales, lo que refuerza la importancia de que la región tenga una voz fuerte en el escenario global.

«Lo que estamos intentando hacer, y esto es un nuevo esfuerzo de RE100, es empezar a reclutar más miembros que sean latinoamericanos porque en sí la región tiene mucho potencial para demostrar que esa ambición no solo viene de las multinacionales, sino que en nuestra región también existe la ambición y el interés», comentó Mónica Mata Ortega en conversación con Energía Estratégica.

Además de reclutar nuevos miembros, la promotora de RE100 señaló que buscan forjar alianzas estratégicas en la región. Entre distintos perfiles de stakerholders, están interesados en colaborar con ONGs y asociaciones locales, reconociendo que su conocimiento del contexto es clave para implementar la iniciativa de manera efectiva.

De hecho, en el pasado mes de agosto realizaron el lanzamiento del programa RE100 en Argentina junto a la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), en vistas de explorar sinergias que potencien el desarrollo del sector renovable local (ver más).

RE100 va por más y, según reveló Mónica Mata a este medio, ya están realizando un mapeo de próximos aliados en otros países como puede ser México y Brasil, que están bajo consideración debido a su potencial para impulsar la transición hacia energías renovables.

«Queremos empezar a formar nuevas alianzas y estamos viendo ahora, que ya formamos esta primera alianza en Argentina, si hacemos lo mismo en México. Estamos haciendo un mapeo y un análisis de cuál en América Latina debe ser el siguiente mercado», declaró la Senior Program Manager Latin America de Climate Group.

De esta manera, RE100 está en plena expansión en la región, no solo en su búsqueda de nuevos miembros, sino que también a través de alianzas estratégicas para fortalecer la voz de la región en el debate global sobre la cobertura de los consumos eléctricos con 100% energía renovable.

El papel de las políticas públicas en la transición energética

El compromiso del sector privado es importante, pero la voluntad política es esencial para crear un entorno propicio para apostar a electricidad 100% renovable. Es por ello que, a través de explorar sinergias entre ambos sectores, RE100 espera no solo demostrar la ambición del sector privado, sino también incentivar a los gobiernos a facilitar la transición hacia un futuro más sostenible.

«La voluntad política manda la señalización para el cambio necesario», afirmó Mónica Mata Ortega, Senior Program Manager Latin America de Climate Group.

Siguiendo su análisis, consideró que sin el apoyo y la dirección de las políticas públicas, las iniciativas privadas pueden encontrarse limitadas en su impacto. Es por eso que RE100 alienta una colaboración más estrecha entre el sector privado y el público, donde nuevos programas de gobierno, medidas de incentivo y regulación puedan eliminar barreras actuales para inversiones carbono cero de largo plazo.

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Honduras propone «una transición energética verde pero inclusiva» en el mercado regional

En la última sesión de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), celebrada el pasado 30 de agosto de 2024, Erick Tejada Carbajal, secretario de gobierno en el Despacho de Energía, expuso una serie de puntos que Honduras considera prioritarios para el desarrollo de la integración energética en Centroamérica.

Entre los principales, el referente de la cartera energética hondureña compartió su preocupación por la lentitud en la adaptación del sector al cambio climático y subrayó la necesidad de reformar el mercado eléctrico regional para hacerlo más equitativo y accesible.

«Ha habido una evolución lenta de la regulación regional para prevenir los efectos devastadores del cambio climático y sus poderosas secuelas en nuestros países», advirtió como primer punto enumerado en una publicación de la red social X.

Esta declaración resuena en toda la región, donde los impactos del cambio climático, como las sequías y las tormentas intensas, están afectando gravemente la capacidad de generación de energía. Ante esta situación, Honduras propone una mayor flexibilidad en el transporte de energía entre los países centroamericanos, lo que permitiría una respuesta más eficiente a las fluctuaciones en la oferta y demanda de energía.

Ahora bien un punto controvertido planteado por Tejada Carbajal es abordar la «preeminencia total y absoluta de los mercados y grupos económicos específicos que venden energía en la región». Este dominio que acusa el funcionario hondureño no solo limita la participación de diversidad de actores, sino que también amenazaría el interés común de los Estados miembros. De allí que Honduras abogue por un enfoque más inclusivo que permita la entrada de nuevos actores en el mercado, promoviendo así una mayor competencia y diversificación.

En línea con esta visión, Honduras ha estado avanzando en su propia reforma energética a nivel nacional. La «Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social», promulgada recientemente, es un reflejo de esta perspectiva.

Durante los primeros 100 días del gobierno, se llevaron a cabo renegociaciones de contratos que generaron tensiones con algunas generadoras locales, pero que se sostuvieron bajo el argumento de corregir desequilibrios en el mercado eléctrico.

A medida que la gestión de Tejada Carbajal como titular de la Secretaría de Energía y de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), el gobierno ha enviado señales claras a los inversionistas sobre su intención de llevar a cabo una licitación de largo plazo para contratar 1500 MW, con el anuncio de que al menos el 65% de esta nueva energía provendría de fuentes renovables.

La respuesta de la iniciativa privada ha sido positiva en los últimos días, ya que la propuesta de Honduras es cada vez más clara en la voz de sus autoridades que aseguran que no buscan garantizar el suministro interno de una manera sostenible.

«Debemos movernos a una transición energética verde pero inclusiva, flexibilizar el transporte de energía en la región y colaborar juntos en tiempos de sequía y escasez de energía para que ésta, le llegue a la mayoría de gente de nuestros países aún en períodos críticos», afirmó Tejada.

Este llamado a la colaboración regional se basa en la premisa de que solo a través de un esfuerzo conjunto será posible garantizar un suministro energético estable y sostenible para toda Centroamérica. Un suministro que podrá tener una mayor participación de energías renovables a precios competitivos.

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Sungrow celebra hito de 20 GW y presenta soluciones vanguardistas en energía solar, almacenamiento y carga de vehículos eléctricos

Sungrow, el proveedor líder mundial de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía, presentó sus más recientes innovaciones en energía solar, almacenamiento y carga de vehículos eléctricos en Intersolar South America, celebrada del 27 al 29 de agosto de 2024.

Durante la exposición, Sungrow anunció el logro de un hito significativo de 20 GW en pedidos acumulados de inversores contratados en toda América Latina, lo que remarca su compromiso con los esfuerzos de descarbonización de esta región.

Contribuir a un continente más sostenible

Con políticas de apoyo, inversiones crecientes y avances tecnológicos, América Latina está en camino a convertirse en una potencia en la transición mundial hacia las energías limpias. Sungrow está en la cúspide de esta transformación, liderando el mercado solar local con 20 GW de pedidos de inversores contratados.

«Alcanzar el hito de los 20 GW marca un logro significativo en el impulso de este dinámico mercado. Esperamos asociarnos con más partes interesadas para demostrar un liderazgo climático excepcional en los próximos años, desempeñando un papel crucial en la transición de las energías renovables locales», comentó Ada Li, Vicepresidenta de Sungrow Americas.

Presentación de la nueva solución residencial con microinversores para una vida ecológica

Sungrow ofrece una amplia gama de inversores fotovoltaicos monofásicos y trifásicos para el mercado residencial, incluidas las series RS-L y RT-P2. Los inversores residenciales están equipados con el interruptor de circuito de fallo de arco integrado (AFCI, por sus siglas en inglés), cumpliendo con todos los códigos y normas de seguridad actuales exigidos en el mercado brasileño.

El nuevo microinversor de Sungrow, el S2000S-SA, con una potencia nominal de 2 kW, presenta un innovador diseño térmico que mantiene la potencia nominal a temperaturas de hasta 50 grados centígrados. Con eficientes accesorios de enchufar y usar, el microinversor reduce el tiempo de instalación para un despliegue más rápido y minimiza el tiempo de inactividad. La tecnología Wi-Fi de amplio alcance, mejora significativamente la velocidad de comunicación, mientras que el control y la supervisión a nivel de módulo proporcionan la máxima precisión y rendimiento.

Ampliación de la cartera de productos para el mercado comercial e industrial de Brasil

Atendiendo al mercado de la microgeneración solar trifásica a 220 V (capacidad ≤75 kVA), Sungrow ha presentado sus últimos inversores comerciales: las series SG12/20/25-P2-LV y SG75CX-LV.

En esta serie destaca el SG75CX-LV, con una potencia nominal de 75 kW. El producto presenta una elevada corriente de funcionamiento por seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT, por sus siglas en inglés) y es compatible con módulos fotovoltaicos de mayor formato que superan los 600 W. El producto cuenta con un índice de protección IP66 y un índice de anticorrosión C5, lo que garantiza una durabilidad excepcional en entornos difíciles, limita la entrada de agentes sólidos y líquidos, permitiéndole estar protegido en exteriores. Además, el AFCI y la protección contra sobretensiones CC/CA proporcionan una mayor seguridad y fiabilidad, protegiendo el sistema contra fallos eléctricos y sobretensiones.

Fortalecimiento de la contribución del mercado fotovoltaico a escala comercial

Sungrow ha sido una fuerza dominante en el mercado fotovoltaico a escala de servicios públicos de América Latina durante años, ofreciendo soluciones emblemáticas como el inversor modular 1+X y soluciones de inversores de cadenas de 1500 V. El nuevo SG250HX-20, un inversor de 250 kW, está equipado con protección de CC activa para mejorar la seguridad de la instalación. Es compatible con todo tipo de módulos y proporciona una identificación precisa de fallos de CC y detección de terminales anómalos.

A medida que el mercado de vehículos eléctricos (VE) de América Latina experimenta un rápido crecimiento, Sungrow presentó sus cargadores de VE, incluidas soluciones de CC de 180 kW y 30 kW y soluciones de CA de 22 kW, para satisfacer la creciente demanda local.

Además de soluciones fotovoltaicas y para vehículos eléctricos, Sungrow también ofrece sistemas de almacenamiento de energía para hacer frente a la volatilidad y la intermitencia de las energías renovables. En la exposición se presentó el último sistema de almacenamiento de energía refrigerado por líquido, el PowerTitan 2.0. Como contribuyente enfocado al desarrollo del almacenamiento de energía en América Latina, Sungrow anunció recientemente que proveerá la mayor planta de almacenamiento de energía autónoma del continente, un proyecto emblemático de 200 MW/880 MWh. Se trata de un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS, por sus siglas en inglés) llamado BESS Sol del Desierto, mejorando la confiabilidad energética regional y comprometiéndose a alcanzar el objetivo de la descarbonización local.

Desde su presentación en 2017 en el mercado latinoamericano, Sungrow se ha elevado muy por encima del estándar de la industria con un equipo profesional que cubre el soporte técnico, las ventas y el servicio en todo el continente. La empresa cuenta con el mayor centro de servicios para inversores y equipos de almacenamiento de energía de América Latina, satisfaciendo las diversas demandas locales con servicios más receptivos y profesionales. Entre los proyectos más destacados figuran una central de 841 MW en Brasil, el proyecto fotovoltaico Coya de 181,25 MW y el proyecto BESS Coya de 638 MWh en Chile.

Acerca de Sungrow

Sungrow Power Supply Co., Ltd. («Sungrow») es un proveedor líder mundial de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía (ESS, por sus siglas en inglés) con más de 605 GW de convertidores electrónicos de potencia instalados en todo el mundo a junio de 2024.

Fundada en 1997 por el profesor universitario Cao Renxian, Sungrow es líder en investigación y desarrollo de inversores solares con el mayor equipo de I+D del sector y una amplia cartera de productos que ofrece soluciones de inversores fotovoltaicos y ESS para aplicaciones a gran escala, comerciales e industriales y residenciales, así como soluciones de plantas fotovoltaicas flotantes reconocidas internacionalmente, soluciones de conducción de vehículos de nueva energía (NEV, por sus siglas en inglés), soluciones de carga de vehículos eléctricos y sistemas de producción de hidrógeno renovable.

Con una sólida trayectoria de 27 años en el sector fotovoltaico, los productos de Sungrow suministran energía a más de 170 países de todo el mundo.

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Cougé, jefa de sección de Cooperación de la Unión Europea: “La Argentina puede ser un gran proveedor de hidrógeno verde al mundo”

El Foro Hidrógeno Verde: Condiciones para su Desarrollo, organizado por el gobierno de Santa Cruz y la Plataforma H2 Argentina y cofinanciado por la Unión Europea, se desarrolló este viernes en El Calafate. El encuentro reunió cerca de 300 asistentes entre autoridades provinciales y nacionales, representantes de delegaciones extranjeras en el país, empresas, academias y organizaciones de la sociedad civil.  La apertura estuvo a cargo del responsable de cartera energética y minera santacruceña, Jaime Álvarez; Ilse Cougé, jefa de sección de Cooperación de la Unión Europea en Argentina; Juan Carlos Villalonga, de la Plataforma H2 Argentina; y el gobernador de la Provincia de Santa Cruz, Claudio Vidal.

Cougé, aseguró que el hidrogeno verde es de suma importancia, tanto en lo geopolítico, como en la seguridad energética, lo comercial, climático y ambiental. Remarcó que los países de la Unión ya cuentan con una estrategia a 2030, para aumentar la producción local pero también las importaciones de socios confiables como la Argentina: La descarbonización del sector industrial es inevitable y la Argentina tiene todos los atributos para ser un gran proveedor de hidrógeno verde al mundo”, aseguró.

El mandatario provincial subrayó la riqueza natural, el potencial de la provincia y realizó un llamado a los empresarios presentes: «Estamos dispuestos a cambiar, estamos preparados para producir, para recuperar nuestra cultura de trabajo. Estamos convencidos de que fortalecer nuestra economía se basa en la producción. Les pedimos que confíen en nosotros, queremos salir adelante a través del esfuerzo y del trabajo».

El rol del hidrógeno verde

El ministro Álvarez destacó la experiencia de trabajo local en energías gaseosas y líquidas, como el hidrógeno y sostuvo que «la suma de estas factibilidades hacede Santa Cruz uno de los mejores lugares en el mundo para atraer inversiones en la producción de hidrógeno verde yen la creación de energía eléctrica que puede ser transportada a otros continentes”.

Por último, JuanCarlos Villalonga, asesor del Círculo de Políticas Ambientales y representante de la Plataforma H2 Argentina, aseveró que “la conversación en torno al hidrógeno tuvo algunas etapas y desafíos. Hay una primera etapa en 2019, en la que vimos que las inversiones en materia de hidrógeno verde tenían un interés particular en la Argentina y que a nivel global la hipótesis se convertía en planes concretos. Luego, en una segunda instancia, se avanza con una conversación más estructurada y profunda, que tuvo su punto culmine con la estrategia nacional. Este Foro se enmarca en una tercera etapa”.

Asimismo, advirtió: “Tenemos que construir política pública en materia de hidrógeno, avanzar con la regulación”.

, Redaccion EconoJournal

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Energía dispuso nuevos precios para el gas en el PIST, y una actualización del PEST

El Gobierno Nacional estableció nuevos precios para el gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), que se cargarán a las facturas a partir de septiembre de 2024.

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 los nuevos valores de producción de gas que se trasladarán a los usuarios.

Dicho traslado se realizará, para todos los usuarios residenciales, manteniéndose las bonificaciones establecidas en la resolución SE 91/24, y los sectores productivos (comercios e industrias) a entre 3,316 USD/MMBTU y 3,505 USD/MMBTU, según la distribuidora.

En los próximos días, el ENARGAS publicará los nuevos cuadros tarifarios considerando los tres niveles de segmentación.

“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”, se comunicó.

PRECIO ESTACIONAL DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA (PEST)

Asimismo, el Gobierno Nacional estableció el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST), al cual adquieren los agentes distribuidores y otros prestadores de servicios públicos de todo el país. Este se trasladará a las facturas a partir de septiembre de 2024, se informó.

En ese período -y para brindar mayor transparencia y estabilidad en los costos- se fijaron el Precio Estabilizado de la Energía Eléctrica (PEE), Precio Estabilizado del Transporte (PET) y Precios de Referencia de la Potencia (POTREF).

El PEST es valorizado, 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): será de entre 61.526 y 65.127 $/MWh.
● N3 (ingresos medios) y N2 (ingresos bajos): Se siguen manteniendo las bonificaciones establecidas mediante la Resolución 90/2024 de esta Secretaría (Energía).

Sobre la base del PEST aprobado, las autoridades competentes locales definirán los nuevos cuadros tarifarios con los valores de distribución, según corresponda, se indicó.

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MetroGAS: Reporte de Sustentabilidad. Desarrollo sostenible, inversión e infraestructura

La distribuidora de gas natural por redes MetroGAS presentó su quinto Reporte de Sustentabilidad, estructurado en base a los criterios ambientales, sociales y de gobernanza (ASG), y una visión global de su desempeño con relación a principios que apuntan al compromiso con el desarrollo sostenible.

Este reporte 2023, el primero a nivel anual que da a conocer MetroGAS, la distribuidora con mayor número de clientes en Argentina, se reflejan los avances en temas vinculados a la reducción en las emisiones de carbono, la inversión tecnológica y la modernización de la infraestructura, entre otros valores que refuerzan el trabajo para brindar un servicio seguro y confiable, que pone como condición fundamental al cliente en el centro.

Tomás Córdoba, presidente y CEO de MetroGAS, explicó que “con el lanzamiento de nuestro reporte de sustentabilidad, invitamos a conocer cómo estamos construyendo un futuro más sostenible. Hemos trazado una estrategia clara para 2027, que abarca seis líneas de acción clave para abordar nuestros impactos económicos, sociales y ambientales”.

Elaborado bajo Estándares GRI de Global Reporting Initiative y los indicadores SASB (Sustainability Accounting Standards Board), el documento presenta en cada capítulo sus logros y desafíos vinculados a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y, además, realiza una revisión de la contribución de la empresa a la Agenda 2030 propuesta por Naciones Unidas.

Ambiente
MetroGAS alcanzó una reducción del 15% en sus emisiones de carbono en los últimos tres años, lo que equivale a la plantación de más de 50.000 árboles en áreas urbanas. Además, la empresa invirtió el 30 % de su presupuesto anual en la modernización de su infraestructura, mejorando la eficiencia operativa y garantizando la seguridad de sus usuarios.

La gestión de residuos también fue un foco clave, con la entrega de más de 3.000 kilos de materiales reciclables.

También completó el relevamiento de más de 20.000 kilómetros de cañerías, cumpliendo con el 100% de su plan regulatorio.

A partir de una inversión de 15 millones de pesos en tecnología, alcanzó que el 93 % de los trámites se realicen de forma virtual, con lo que mejoró los tiempos de inspección, y redujo la huella de carbono en 832 kilos anuales.

Sociedad
Durante 2023, MetroGAS reforzó su compromiso con la inclusión, el desarrollo de su capital humano y la comunidad. La compañía dedicó más de 27.000 horas a la formación de su personal, promoviendo un entorno laboral diverso y equitativo, y lanzó 8 iniciativas que impactan en 9 Objetivos de Desarrollo Sostenible, abordando desafíos como la igualdad de género y la educación de calidad.

Además, concluyó con el plan trienal del Comité de Diversidad e inició un nuevo desafío para 2024-2026.

La comunidad es un pilar fundamental en las acciones de la compañía. A través de sus principales programas, unas 14.500 personas accedieron durante 2023 a formación técnica y al uso responsable de gas y se brindó apoyo a organizaciones comunitarias, beneficiando tanto a individuos como a familias en situación de vulnerabilidad.

La empresa trabajó en colaboración con 29 instituciones y entidades civiles, y realizó 35 acciones de donación a 26 organizaciones, fortaleciendo su vínculo con la sociedad y promoviendo un impacto positivo y duradero.

Gobernanza

En 2023, en MetroGAS se fortalecieron prácticas de ética e integridad como parte de su compromiso con la gobernanza responsable. Un 97 % de sus colaboradores adhirió al Código de Ética y más de 300 empleados recibieron capacitación específica en temas de integridad.

Además, recibió el reconocimiento por su excelencia en gestión integral, al obtener el Premio Nacional a la Calidad en el nivel oro, un logro que refleja su enfoque constante en mejorar las prácticas y asegurar un impacto positivo en lo económico, social y ambiental.
Para acceder al Reporte: https://sustentabilidadmetrogas.com.ar

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Pan American Energy anunció inversión de 3000 millones de dólares en México

Con el objetivo de fortalecer su presencia en la región, Pan American Energy invertirá 3000 millones de dólares en México. Esta inversión en el sector energético promete un impacto positivo en la economía local y el avance de proyectos sustentables.

En declaraciones a Canal E, el periodista mexicano Enrique Hernández, quien contó que se aprobó un proyecto petrolero liderado por una filial de Panamerican Energy en el cual se planea invertir más de 3000 millones de dólares en un pozo petrolero ubicado en el Golfo de México, “una zona rica en petróleo y gas”.

Según el entrevistado, la noticia es relevante dado que la presidenta electa, Claudia Sheinbaum, informó que no convocará nuevas rondas para que otras petroleras inviertan en México. Y agregó: “Es notable que empresas privadas estén invirtiendo en una industria donde Pemex mantiene un monopolio significativo”.

En cuanto al proyecto, Hernández contó que se busca construir 15 pozos y cuatro plataformas petroleras, además de adquirir un barco que transportará gas natural para su venta a Pemex. “Este petróleo no llegará a tierra, ya que será comercializado directamente con otras empresas que operan en el Golfo de México”, continuó.

Además, el entrevistado mencionó que la empresa argentina, en colaboración con socios mexicanos, desempeñará un papel clave en la operación de este proyecto offshore. Y recalcó que la inversión, durante 20 años, “es una muestra del compromiso de estas empresas en la industria energética mexicana”.

Con respecto a la importancia de estas inversiones, el periodista mexicano sostuvo que es de suma importancia, ya que la demanda global de combustibles sigue siendo alta, impulsando sectores como el automotriz. 

Y cerró: “Para México, es vital que empresas extranjeras sigan invirtiendo, especialmente en un momento de incertidumbre económica y evaluaciones negativas por parte de calificadoras internacionales”.

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Gasoducto Norte: TGN concluyó obras en dos plantas compresoras

La empresa TGN finalizó las obras de readecuación en sus plantas compresoras de Deán Funes y Ferreyra, que permitirán incrementar en un 50% el volumen de transporte de gas natural desde Vaca Muerta hacia el norte del país, una vez que se ponga operativo el Gasoducto de Integración Federal y los primeros 31 kilómetros del loop que forman parte del plan de reversión del Gasoducto Norte.

Se conoce como loop a una técnica que permite incrementar la capacidad de transporte mediante la construcción de una tubería paralela que se conecta al ducto principal en dos puntos.

La readecuación de las plantas cordobesas de Deán Funes y Ferreyra constituye, junto a las modificaciones que realizó la compañía en octubre del 2023 en las de Tío Pujio y Leones, una etapa intermedia del proyecto que se ejecuta para abastecer a provincias del norte y centro del país con prescindencia del gas que se importa desde Bolivia.

Con las obras concluidas en Deán Funes y Ferreyra, TGN podrá movilizar el gas natural en sentido inverso desde Córdoba hacia Tucumán y Salta, lo que permitirá dinamizar en los próximos meses el abastecimiento a hogares, industrias y centrales de generación eléctrica de las provincias de la región desde la formación de la Cuenca Neuquina, que contiene el segundo mayor recurso no convencional de gas a nivel mundial.

Los 10 millones de metros cúbicos diarios que hoy llegan al centro del país, de acuerdo con las previsiones, escalarán a 15 millones de metros cúbicos diarios. Esto será posible una vez que se finalicen las obras de construcción del gasoducto de 36 pulgadas de diámetro y 122 kilómetros de extensión entre Tío Pujio y La Carlota y el tendido de los primeros 31 kilómetros de los 62 totales del loop de 30 pulgadas sobre el Gasoducto Norte entre las plantas de Tío Pujio y Ferreyra.

Tanto la planta compresora de Deán Funes como la de Ferreyra se encuentran ubicadas en la provincia de Córdoba. La primera cuenta con 9.700 HP de potencia instalada y fue inaugurada en noviembre de 1960. La segunda, inaugurada en marzo de 1989, cuenta con 3.060 HP de potencia instalada.

Operadora regional

TGN, operadora regional de ductos, es también una proveedora de soluciones para el desarrollo de proyectos energéticos. Opera y mantiene alrededor de 11.100 kilómetros de gasoductos de alta presión y 22 plantas compresoras. Es la responsable de transportar el 40% del gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste.

Su ubicación geográfica estratégica en el país la convierte en el único operador que vincula sus gasoductos a nivel regional con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.

Su experiencia en la industria y un equipo de profesionales calificados le permiten brindar servicios de alta especificidad para la industria nacional y regional.

El accionista controlante de TGN es Gasinvest SA (una sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol SL y Compañía General de Combustibles SA) que posee el 56% del capital social; el 24% le pertenece a Southern Cone Energy Holding Company Inc. y el 20% restante cotiza en Bolsas y Mercados Argentinos SA (BYMA).

Fin a la importación

Con la finalización de las obras de reversión del Gasoducto Norte, en los próximos meses Argentina dejará de importar gas de Bolivia, tras 18 años de despachos enmarcados en un acuerdo bilateral que entró en vigencia el 1 de enero de 2007 y que se extendió a estos días con distintas adendas.

La reversión del gasoducto Norte no solo permitirá sustituir importaciones y fortalecer el abastecimiento de las demandas del NOA, sino que además abrirá una estratégica vía para exportar gas de Vaca Muerta a Brasil a través de Bolivia.

El gigante del Mercosur necesita gas y ese mercado ofrece un fuerte atractivo para las operadoras de áreas de la Cuenca Neuquina que, con un recurso de clase mundial, mueve el tablero de la oportunidades dentro y fuera del país.

En julio último la Secretaria de Energía de la Nación empezó a autorizar formalmente a petroleras a exportar gas natural hacia Brasil, una de las mayores apuestas que tiene en carpeta la industria hidrocarburífera.

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La Balanza Energética mejoró en US$ 4.092 millones con respecto a 2023

La balanza de dólares del sector energético fue positiva por US$ 2.933 millones entre enero y julio de este año y, por tanto, mejoró respecto al año pasado en US$ 4.092 millones.

El informe del economista Nadin Argañaraz precisó que “al descomponer la variación de la balanza de dólares de la energía, se tiene que el efecto precio generó una suba de US$ 568 millones y el efecto cantidades una suba de US$ 3.524 millones”.

Añadió que “en el parcial, el principal aporte de dólares vino por el lado del ahorro generado por las menores importaciones. Por el menor precio de la energía importada se ahorraron US$ 587 millones y por la menor cantidad de energía importada el ahorro fue de US$ 2.247 millones. La suma da la cifra da US$ 2.834 millones”.

En materia de exportaciones, las mayores cantidades exportadas compensaron el menor precio, siendo positivo el efecto sobre la balanza de dólares en US$ 1.258 millones.

Este desempeño ayudó a atenuar el impacto negativo sobre las reservas internacionales.

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El Gobierno oficializó el aumento de luz y gas para septiembre: así quedan los nuevos precios

El Gobierno oficializó este viernes el nuevo aumento de luz y gas del 4% fijado para septiembre. Mediante una comunicación del Ministerio de Economía, se dieron a conocer los detalles de la actualización de los valores de producción que los usuarios verán reflejados en las facturaciones. El incremento responde a los componentes de transporte y distribución.

Se trata de los nuevos costos del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PIST).

Valor promedio de la factura de gas para septiembre

“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 los nuevos valores de producción de gas que se trasladarán a los usuarios”, explicaron desde el Ministerio.

Según la segmentación de subsidios implementada en 2022, los usuarios se encuentran divididos en tres categorías: Altos ingresos (Nivel 1), Ingresos bajos (Nivel 2) e Ingresos Medios (Nivel 3).

Dicho traslado se realizará, para todos los usuarios residenciales, manteniéndose las bonificaciones establecidas en la resolución SE 91/24, y los sectores productivos (comercios e industrias) a entre 3,316 USD/MMBTU y 3,505 USD/MMBTU, según distribuidora.

El comunicado aclara que el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) publicará en los próximos días los nuevos cuadros tarifarios considerando los tres niveles de segmentación.

Aumento de la luz a partir de septiembre de 2024

Para el noveno mes del año, y “para brindar mayor transparencia y estabilidad en los costos”, se fijaron el Precio Estabilizado de la Energía Eléctrica (PEE), Precio Estabilizado del Transporte (PET) y Precios de Referencia de la Potencia (POTREF), señalaron desde Economía.

El PEST es valorizado, 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 61.526 y 65.127 $/MWh. N3 (ingresos medios)

N2 (ingresos bajos): Se siguen manteniendo las bonificaciones establecidas mediante la Resolución 90/2024 de esta Secretaría.

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El Gobierno oficializó el aumento al impuesto a los combustibles: subirá la nafta y el gasoil en septiembre

El precio de la nafta aumenta mes a mes y se espera que la nueva suba sea del 3%, la cual se aplicará en septiembre. En este marco, se anunció a través del Boletín Oficial que habrá también incremento al impuesto a los combustibles que también se aplicará en septiembre.

La medida se hizo oficial en el decreto 770/2024 y establece que los montos regirán durante todo septiembre. Pero aclaran en el documento las reiteradas ocasiones que se echaron para atrás con el aumento al impuesto y alcararon que en meses anteriores Nación aplicó aumentos parciales.

En agosto hubo una suba del 3% porque comprendía la actualización del 1% y la devaluación del dólar oficial del 2%. Por lo que, en septiembre se dará un aumento del 3% aproximadamente y, de esta manera, todos los surtidores tendrán un valor superior al $1000.

“A partir del 1 de septiembre del 2024, inclusive, sufrirán efectos, por un lado, los incrementos remantentes que se han ido postergando conforme las medidas precitadas, correspondientes al cuarto trimestre calendario del año 2023 y al primer trimestre calendario del año 2024”, indica el documento.

Y agrega que también sufrirán efecto “los incrementos en los montos de los referidos impuestos derivados de la actualizacióncorrespondiente al segundo trImestre del calendario”. El incremento es al impuesto sobre los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (IDC).

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El Gobierno autorizó a comercializar a un parque solar clave en el Chaco

MSU Green Energy obtuvo la aprobación comercial de su segundo parque solar, Pampa del Infierno, ubicado en la provincia de Chaco. 

Pampa del Infierno, el parque solar más extenso del MATER (Mercado a Término de Energías Renovables), posee una capacidad instalada de 130 MW que abastecerá a más de 90 mil hogares y evitará la emisión de 147.600 toneladas de dióxido de carbono al año.

El parque fue construido en nueve meses, un tiempo récord para el desarrollo habitual de un parque solar en nuestro país. 

A lo largo de su tiempo de construcción, generó empleo directo local a más de 400 personas fortaleciendo el desarrollo del norte argentino.

“Contar con más energía limpia nos permite seguir avanzando de manera ágil hacia una transición energética eficiente. Desde MSU tenemos en construcción y operación más de 600MW en energía solar y apuntamos a llegar a 1GW en los próximos tres años”, dijo Manuel Santos Uribelarrea, Fundador y CEO de MSU, sobre el futuro de la empresa.

MSU Green Energy lidera el sector de energía solar con inversiones de más de 650 millones de dólares para generar 665MW en energía verde en 11 parques solares. 

Los nuevos proyectos en diferentes partes del país buscan fortalecer la infraestructura energética y contribuir a la transición hacia fuentes de energía más sostenibles.

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Apagón masivo en Venezuela: cerca de 20 estados se encuentran sin electricidad

En redes sociales varios usuarios compartieron imágenes y videos de un apagón masivo en Venezuela, que dejó cerca de 20 estados se encuentran sin electricidad. Ciudades como Caracas, Maracaibo y San Cristobal fueron afectadas, las autoridades del país denunciaron un “sabotaje eléctrico”.

“En estos momentos se reporta un mega apagón en la ciudad de Caracas en Venezuela, así como en varias ciudades del país se encuentran sin luz”, informó un usuario por redes sociales, este tipo de comentario se replicó en X, donde muchos compartieron videos de las ciudades a oscuras.

El apagó ocurrió aproximadamente a las 4:50 de la madrugada y, hasta el momento, se desconocen las causas. Según Freddy Ñañez, ministro de Comunicación de Venezuela, expresó en su cuenta oficial de Telegram que “hemos sido víctimas, una vez más, de un sabotaje eléctrico que ha afectado varios estados del país incluyendo La Gran Caracas”.

Además informó que “el equipo del gabinete eléctrico trabaja para la restitución total del servicio. Se ha activado en la Capital un operativo especial para el transporte superficial. Nadie nos quitará la paz y la tranquilidad a los venezolanos y venezolanas”.

Las fuerzas de seguridad fueron sacadas a las calles para ordenar el tránsito y los peatones, que se amontonaron en las calles y generó el caos para poder circular con seguridad ante la falta de semáforos y el funcionamiento del metro, lo que incrementó el uso del transporte como colectivos.

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Fondo noruego invertirá US$ 1000 millones en energías renovables

El Fondo de Pensiones del Gobierno de Noruega Global, considerado el mayor fondo soberano del mundo, anunció el lunes una inversión de 1000 millones de dólares en energías renovables. El acuerdo se ha alcanzado con la firma de inversión danesa Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) para destinar esta cantidad a su fondo CI V, con especial foco en energía eólica, plantas solares y almacenamiento.

Este acuerdo nos permitirá invertir en proyectos de energía renovable en etapa de desarrollo. La inversión es una valiosa adición a la cartera que estamos construyendo actualmente. Proporcionará más posibilidades de inversión y exposición a otras partes de la cadena de valor, así como la oportunidad de seguir acumulando conocimientos y experiencia con nuevos mercados y tecnologías”, afirma Mie Holstad, directora de inversiones de Real Assets de Norges Bank Investment Management.

CIP y CI V invertirán en energía renovable centrándose en la energía eólica terrestre y marina, parques solares, redes, distribución y almacenamiento. Las inversiones se distribuirán uniformemente en tres regiones (América del Norte, Europa Occidental y países desarrollados de Asia-Pacífico), según Norges Bank Investment Management (NBIM), el banco público que gestiona el fondo.

Hemos trabajado durante mucho tiempo para determinar los riesgos de inversión y los riesgos no financieros y estamos satisfechos con nuestra elección de CIP como socio. CIP es un socio industrial experimentado y de buena reputación. Nuestras evaluaciones han demostrado que CIP ha creado valor para los inversores de forma abierta y responsable”, afirma Holstad.

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Eventos: El IAPG destacó el crecimiento que tendrá la Exposición Oil & Gas Patagonia 2024

La comisión de Hidrocarburos, Energía y Comunicaciones aprobó por mayoría declarar de interés legislativo la Exposición Oil & Gas (AOG) Patagonia 2024, evento que tendrá lugar del 23 al 25 de octubre en el Espacio Duam de la ciudad de Neuquén. Previo a la votación del despacho, el cuerpo recibió al gerente del IAPG-Comahue, Raúl Vila, quien destacó el crecimiento sustancial que la AOG exhibe luego de dos años y también hizo especial mención a las actividades destinadas a jóvenes profesionales y escuelas técnicas que en su última jornada desarrolla la exposición. Al hablar, Vila evidenció el aumento que en […]

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Inversiones: La reglamentación del RIGI solo beneficiará a los grandes proyectos de gas de Vaca Muerta

La letra fina confirmó que se incluyen solo los proyectos vinculadas a la explotación y exportación de gas de Vaca Muerta. Para el crudo, solo se beneficiarán los proyectos offshore. La letra chica de la reglamentación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) confirmó que solo ingresarán dentro de los beneficios los grandes proyectos vinculados a la exploración y explotación de gas dentro de Vaca Muerta y quedaron afuera las iniciativas de extracción de crudo. De acuerdo a la reglamentación publicada por el Gobierno nacional en el Boletín Oficial, los beneficios para el sector del petróleo y gas […]

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Gas: Nación liberó parcialmente la exportación de gas

Tras la aprobación de la Ley Bases, el Ejecutivo nacional liberó de manera parcial la venta de gas al exterior que se encontraba restringida desde hace años. Cuál es el posicionamiento de las operadoras del yacimiento neuquino La Secretaría de Energía oficializó la semana pasada medidas clave por un lado la firma de contratos de hasta cuatro años para exportar gas al país vecino y redujo el cupo de exportación medido en volúmenes que se le asignó este año a cada petrolera argentina según las normativas vinculadas al Plan Gas. En lo relacionado a los contratos el Gobierno nacional autorizó […]

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Gas: empresa TGN finalizó obras de readecuación en dos plantas compresoras

La empresa TGN concluyó con las obras en las plantas compresoras de Deán Funes y Ferreyra, las que permitirán elevar al 50 por ciento el volumen de transporte de gas natural desde Vaca Muerta hasta Tucumán y Salta, permitiendo dinamizar en los próximos meses el abastecimiento a hogares, industrias y centrales de generación eléctrica en estas provincias. TGN (Transportadora Gas del Norte) finalizó las obras de readecuación en sus plantas compresoras de Deán Funes y Ferreyra (Córdoba), obras que junto a las modificaciones realizadas por la empresa en octubre del 2023 en sus plantas Tío Pujio y Leones, constituyen una […]

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Minería: los proyectos de cobre y litio impulsan las exportaciones para 2027

Así lo afirmó el secretario de Minería, Luis Lucero, quien agregó que en los próximos 3 años las ventas al exterior podrían duplicarse. Argentina tiene una importante ventana de oportunidad para ser proveedor en el mercado externo, tanto del litio como del cobre. El escenario se potencia tras la sanción del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) que impulsó el Gobierno Nacional y que tiene un impacto directo en sectores de capital intensivo como oil & gas, minería y petroquímica. Las cifras oficiales revelan que las exportaciones mineras de Argentina rondarán este año los U$S 4.000 millones y podrían […]

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Infraestructura: Alberto Weretilneck bancó a Buteler en su cruzada por el regreso del tren entre Cipolletti y Neuquén

El gobernador de Río Negro respaldó la prohibición del paso de camiones de Vaca Muerta en Cipolletti. El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, apoyó al intendente de Cipolletti, Rodrigo Buteler, en su decisión de prohibir el paso de camiones de Vaca Muerta. La medida fue tomada en represalia a la «inacción» por el regreso del tren entre Cipolletti y Neuquén. «La falta de políticas de Nación está poniendo en riesgo a Cipolletti«, comenzó escribiendo el mandatario a través de su cuenta de X. El posteo estuvo acompañado por la captura de una nota de Diario RÍO NEGRO titulada: «Buteler […]

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Legales: Ley Bases y su reforma laboral

Ya pasados los más de seis meses del gobierno del presidente Javier Milei y con la aprobación por medio de la Honorable Cámara de Diputados de la Nación, la Ley Bases se encuentra cada día más latente en nuestra vida diaria, por lo que intentaremos en este pequeño articulo comprender que pasará y hacia donde irá la Argentina con su fuerza de ley. Intentaremos ahondar y descifrar el capítulo de reforma laboral, abordando desde un principio las reformas interpuestas por la Ley 27.742, mejor conocida como “Ley Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos”.     […]

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Vaca Muerta: Provincia, empresas y sindicato se reunieron para proyectar el futuro de la formación

El gobernador Rolando Figueroa aseguró que participaron “todas las patas que sostienen la industria” y destacó que se debatió y trabajó “para que todos los sectores se potencien”. El gobernador Rolando Figueroa participó hoy de una mesa de trabajo con representantes de los trabajadores y de las distintas cámaras que agrupan a las empresas de servicios y productoras de hidrocarburos que operan en Vaca Muerta. El encuentro se desarrolló en la ciudad de Neuquén, en la sede del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa. Luego de la reunión, Figueroa destacó la participación de […]

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Offshore: comienza a producir un yacimiento de gas que está en medio del mar y será clave para el ahorro de dólares

El viento y el frío típicos de la Patagonia son más crudos aún en la plataforma Fénix, a 60 kilómetros mar adentro de la costa, donde el primer turno de trabajadores de varios países (Argentina, Francia, Rumania, Brasil y Canadá, entre otras) avanzará desde las seis de la mañana y por las siguientes 12 horas, para poner en producción en los próximos días uno de los tres pozos de gas natural con los que el país buscará consolidar el autoabastecimiento del país e inclinar la balanza energética en su favor. Quienes conocen el Proyecto Fénix saben que la puesta en […]

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Renovables: MSU Green Energy obtuvo la habilitación comercial de su parque Pampa del Infierno

MSU Green Energy obtuvo la aprobación comercial de su segundo parque solar Pampa del Infierno ubicado en la provincia de Chaco. Pampa del Infierno, el parque solar más extenso del MATER (Mercado a Término de Energías Renovables), posee una capacidad instalada de 130 MW que abastecerá a más de 90 mil hogares y evitará la emisión de 147.600 toneladas de dióxido de carbono al año. El parque fue construido en nueve meses, un tiempo récord para el desarrollo habitual de un parque solar en nuestro país. A lo largo de su tiempo de construcción, generó empleo directo local a más […]

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Candidatos a la gobernación de Puerto Rico: coincidencias y divergencias sobre el futuro energético

El próximo 5 de noviembre será un día clave para Puerto Rico: se llevarán a cabo las elecciones presidenciales de Estados Unidos y las elecciones generales locales para el cuatrienio 2025-2029 en las que se definirá al nuevo gobernador de Puerto Rico, al comisionado residente, la Cámara de Representantes, el Senado y los alcaldes de los 78 municipios.

Cinco son los candidatos que se impusieron en las primaras para aspirar a la gobernación: Javier Jiménez (Proyecto Dignidad – PD), Jesús Manuel Ortiz (Partido Popular Democrático – PPD), Jennifer González Colón (Partido Nuevo Progresista – PNP) y Juan Dalmau Ramírez (Partido Independentista Puertorriqueño – PIP- y Alianza País junto al Movimiento Victoria Ciudadana) sobre este último, vale la aclaración que se acordó que se impondrá sobre un quinto candidato “de agua”, Javier Córdova Iturregui (Movimiento Victoria Ciudadana – MVC).

Los cuatro en campaña si bien aún no han socializado un programa de gobierno qué implementar si ganasen las elecciones, sí se han pronunciado en el último mes respecto a distintos temas de interés como el sector energético.

De acuerdo con Ramón Luis Nieves, director ejecutivo de Justicia Energética Puerto Rico, los aspirantes a la gobernación han coincidido en impulsar el desarrollo de energías renovables pero han discrepado sobre los contratos de privatización del sistema energético.

“Hay un consenso a favor de las energías renovables. Me parece que los cuatro candidatos sí favorecen la transición a energía renovable. Ahora, sin embargo, quizás el debate más importante es qué hacer con los contratos de privatización del sistema”, observó Ramón Luis Nieves.

Desde la óptica del referente consultado, la discusión pública está anclada en la crisis de interrupción del servicio, de apagones, y eso ha hecho de que los cuatro candidatos se hayan pronunciado sobre qué hacer con el contrato particularmente de la empresa Luma, que es la empresa que controla distribución, transmisión y servicios clientes en Puerto Rico, y, en menor grado Genera.

“Sobre el debate principal de qué hacer con los contratos de priorización y los cuatro candidatos ya han asumido postura al respecto, diferenciándose”, indicó Nieves.

Mientras que, Jesús Manuel Ortiz y Juan Dalmau apuntan a la cancelación de contratos con estas empresas, Jenniffer González defiende la figura de un «zar de energía» similar a la postura planteada por Javier Jiménez para fiscalizar a Luma y Genera en el cumplimiento de sus obligaciones.

Energías renovables e influencia federal 

Una prioridad que deberán atender los candidatos es su relación con la administración de gobierno federal que también será elegida el 5 de noviembre. Y si bien hay cinco candidatos por los partidos Demócrata, Republicano, Libertario, Verde e Independiente, Kamala Harris (Demócrata) y Donald Trump (Republicano) lideran las encuestas en la contienda que se definirá por el Colegio Electoral.

En el sector energético las diferencias entre uno y otro candidato a la presidencia de Estados Unidos son evidentes, de acuerdo al análisis del director ejecutivo de Justicia Energética Puerto Rico:

“Mi visión de una administración que sea presidida por Donald Trump es que esa administración podría cuestionar seriamente la falta de utilización efectiva de los fondos del gobierno de Estados Unidos en la reconstrucción de la red eléctrica, por ejemplo y además cuestionar su apoyo exclusivo a proyectos de energías renovables en Estados Unidos y obviamente en Puerto Rico.

Por otra parte, Kamala Harris si bien estaría alineada a impulsar alternativas sostenibles, dependiendo a quién nombre en el Departamento de Energía Federal, podría alterar el énfasis claro que ha tenido la administración Biden-Harris en cuanto a la transición a energía renovable”.

Así como indicó el especialista a nivel federal, “el enfasis” en la apuesta por energías renovables a nivel local podría variar de acuerdo a los temas que tenga en agenda cada candidato.

“Y yo creo que aquí en Puerto Rico, cualquiera de los candidatos o candidata que gane a la gobernación como tal va a continuar con algún tipo de compromiso con la transición a renovables. Pero va a haber distintos énfasis en cuanto a eso, por ejemplo, en el caso de Jennifer González aunque sí favorece a la energía renovable, y de hecho ha hecho expresiones para apoyar el reclamo de que la Junta de Control Fiscal de Puerto Rico no elimine o minimice los beneficios de la ley de medición neta, ella ha hecho expresiones en apoyo de lo que llama “diversificación de combustibles” que se puede traducir en que está bien que exista renovable, pero es la postura que favorece también la integración de cada vez más gas natural al sistema de generación de energía en Puerto Rico”, concluyó Ramón Luis Nieves, director ejecutivo de Justicia Energética Puerto Rico.

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Crean por primera vez una Cámara Federal de Proveedores Mineros con representación a nivel nacional

Con el objetivo de impulsar el crecimiento del sector minero y afianzar el rol de las compañías de servicios, este jueves en la segunda jornada de Argentina Mining se lanzó la Cámara Federal de Proveedores Mineros (CaFeProMi). La nueva institución reunirá a las cámaras de las diferentes provincias que cuentan con proyectos mineros en etapas de exploración y producción.

La Cámara está integrada por CAMJUSEMI de Jujuy; CAPEMISA de Salta; CAPPROMIN de Catamarca; CAPRIMSA de San Juan; y CAPROMISA de Santa Cruz. Desde la nueva Cámara precisaron que “el objetivo de la institución es consolidar la alianza de las instituciones referenciales de las empresas proveedoras de bienes y servicios de las provincias mineras del interior del país. La Cámara tendrá como meta representar, gestionar y preservar los intereses de las prestadoras de servicios locales en cada provincia”.

“CaFeProMi nace con el objetivo de unir esfuerzos entre las instituciones de proveedores locales, cerrar filas en defensa del compre local y potenciar el desarrollo de las regiones mineras del país”, remarcaron desde las cámaras fundadoras.

A su vez, destacaron que “las comunidades deben aprobar y acompañar el desarrollo de la industria minera y es por esto que el compre y contrate local es fundamental”.

Pasos a seguir

La Cámara de Proveedores Mineros de Catamarca estará a cargo de la nueva institución. Su representante, Manuel Gómez Bello, fue elegido para ocupar la presidencia. Aun así, el cargo se irá rotando entre los referentes de las distintas cámaras de las provincias.

Gómez Bello aseguró: “Esta mesa nace para acompañar el desarrollo minero de nuestro país, y está integrada por actores fundamentales que todos los días trabajan codo a codo con empresas y gobiernos en la obtención de la licencia social”.

Por su parte, Federico Russo, presidente de CAPEMISA, remarcó que “hay una capacidad instalada en cada una de nuestras provincias que nos sitúa de igual a igual con cualquier empresa nacional o internacional para brindar servicios a las mineras”.

Si bien la Cámara ahora cuenta con la presencia de Jujuy, Salta, Catamarca, San Juan y Santa Cruz, el objetivo es incluir a otras provincias que buscan desarrollar sus diferentes proyectos vinculados al sector, según precisaron. 

, Loana Tejero

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Sassarini, secretaria de Minería y Energía de Salta: “El RIGI va a generar el impulso que necesitamos, sobre todo en los proyectos de cobre, oro y plata”

SALTA (enviada especial)-. Romina Sassarini, secretaria de Minería y Energía de Salta y presidenta del Consejo Federal Minero (Cofemin), participó de Argentina Mining 2024. En diálogo con EconoJournal destacó el papel del Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI) como catalizador para la puesta en marcha de los distintos proyectos mineros que tiene en cartera Salta. “El RIGI va a generar el impulso que necesitamos en la provincia, sobre todo en los proyectos de cobre, oro y plata que se encuentran en etapa de exploración avanzada pero que ya están queriendo pasar a fase de construcción y producción”, aseguró la funcionaria.

En cuanto al litio, Sassarini consideró que “si bien hay una caída del precio internacional (NdR: como efectivamente sucedió, dado que el precio del carbonato cayó desde los 40.000 dólares hasta los 14.000 en la actualidad) y un freno en la actividad, el RIGI va a permitir que el mineral sea más competitivo y con él se van a reactivar los proyectos y van a aparecer otros nuevos”.

Romina Sassarini

Proveedores locales

Respecto al Régimen y la participación de proveedores locales en los grandes proyectos, la funcionaria indicó que “la interpretación normativa no tiene que ser restrictiva. Si nosotros logramos cumplir con la normativa provincial de Salta, la Ley N° 8164 que les exige a las empresas mineras contratar desde el 40% al 70% bienes, servicios e insumos locales, eso supera ampliamente el porcentaje del 20% de contratación local establecido por el RIGI”.

La secretaria planteó que la interpretación del RIGI debe ser armónica entre la normativa provincial y nacional. “La norma provincial hace a la licencia social de la empresa, el trabajar con la comunidad salteña y eso a su vez va a generar el impulso de los proveedores locales”, puntualizó.

Desafíos

Tras ser consultada sobre los desafíos que deberá afrontar la provincia en los próximos años para aprovechar el potencial que posee Salta, la responsable de minería de la provincia, advirtió que la capacitación y el fortalecimiento del empleo local siguen siendo cuestiones fundamentales.

“Preocupa el recurso humano que se pueda llegar a utilizar y la cantidad que se va a necesitar para abastecer las necesidades de un proyecto como Taca Taca que, a la par, va a convivir con el resto de los proyectos de litio, oro, cobre y plata que ya tenemos en la provincia. Capacitación y formación son un punto fundamental”, remarcó Sassarini.

La secretaria también marcó que la licencia social sigue siendo uno de los desafíos y sostuvo: “Es un concepto dinámico que se construye día a día. Uno la va construyendo y la mantiene a través del tiempo. Pero en cualquier momento ante cualquier falla o eventualidad la puede perder. Eso es un elemento super importante”. Y destacó que el entramado productivo también es una cuestión fundamental.

Sassarini planteó que “se debe tener un recurso y empresas especializadas, y que si bien se quiere que las empresas que participen en el sector sean salteñas y que ese derrame quede en la provincia”. En esa línea, destacó que “hay veces que entendemos que hay insumos, bienes y algunas obras específicas para los que todavía no tenemos empresas salteñas capacitadas. Entonces que otras empresas se radiquen en la provincia y otorguen ese conocimiento, apoyen a nuestros proveedores y se desarrollen en Salta nos sirve muchísimo”.

Articulación

La secretaria se refirió al potencial de la provincia y expresó: “Veo con optimismo la realidad en Salta. La minería es una actividad a largo plazo y estamos consolidándonos para que en estos años despegue y Salta deje de ser una provincia con minería para convertirse en una provincia minera. En ese camino vamos a seguir trabajando, escuchando al sector privado porque creemos que esa construcción tiene que hacerse de manera conjunta y transversal a través de todos estos sectores”.

Convención

La funcionaria aseguró: “Argentina Mining superó mis expectativas por la cantidad de stands que hay, más de 250, por el espacio que debieron necesitar para montar la feria, por la cantidad de speakers que hay de empresas, gobiernos, autoridades, embajadores. Distintos proveedores ofreciendo sus servicios”.

A su vez, destacó que “la voluntad de que la convención sea de entrada libre y gratuita permite acercar la minería al ciudadano común. Hace algunos años que venimos trabajando fuertemente y consolidándonos como una provincia minera de la primera categoría. La gente se interesa, quiere entrar en el circuito de los proveedores, siente la necesidad de conocer, de estudiar, de entender”.

Por último, Sassarini remarcó la importancia de contar con un stand de la Secretaría abierto a la comunidad para recibir dudas y preguntas de potenciales inversores, de profesionales que ya trabajan en Salta y también de aquellos que quieren ser proveedores e insertarse en la cadena de valor. 

, Loana Tejero