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Economía: El superávit comercial energético superó los USD 2.700 millones en el primer semestre

Luego de muchos años de déficit, el boom de Vaca Muerta logró revertir la balanza sectorial. Un superávit impulsado por el shale oil. Finalmente llegó el año en que el desarrollo de Vaca Muerta se ve plasmado en un ingreso neto de dólares. Luego de casi dos décadas de balanza comercial energética negativa, salvo excepciones aisladas, el primer semestre del 2024 cerró con un superávit de 2.758 millones y se encamina a incrementarlo todavía más en lo que resta del año. El dato surge por un incremento del 26,8% en las exportaciones que llegaron a 4.818 millones de dólares y […]

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Vaca Muerta: YPF comenzó negociaciones con una empresa estadounidense para el segundo tramo del Vaca Muerta Sur

En el tramo Allen-Punta Colorada, Energy Transfer podría colaborar con la compañía argentina. El oleoducto Vaca Muerta Sur, que conecta la cuenca petrolera con el Golfo San Matías sobre la costa de Río Negro, fue financiado por la compañía estatal YPF, la cual tenía una mayoría de accionaria estatal. Esta obra, que une Allen, en el Alto Río del Pilar, con Tratayen, en el corazón de Vaca Muerta, se encuentra ahora en sus primeras etapas de desarrollo. El presidente y director general de YPF, Horacio Marín, reveló recientemente que el segundo tramo que llega hasta Punta Colorada se llevó a […]

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Inversiones: Pecom a la cabeza, pero aún sin definiciones en Chubut

El ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, aclaró que aún falta completar el plan de saneamiento ambiental y descartó la firma inminente del decreto de traspaso. El ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, informó que, aunque Pecom está bien posicionada para quedarse con las áreas de YPF en Chubut, el proceso de traspaso aún no ha concluido. Aún falta completar el plan de saneamiento ambiental y otros pasos clave antes de que se pueda oficializar el traspaso. En respuesta a las versiones que señalan a Pecom como la principal candidata para adquirir las áreas maduras de YPF en […]

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Inversiones: El secretario de Minería de Nación valoró la llegada de Amphere Lithium al sur de Mendoza

Luis Lucero resaltó la gestión de Alfredo Cornejo para impulsar la minería en Mendoza. «Espero que Distrito Minero Malargüe resulte aprobado». El potencial del litio. Cuando de la mano de varios proyectos de exploración y el Código de procedimientos todo parece encaminarse para activar a la minería en Mendoza, el Gobierno consiguió un espaldarazo de parte de la Nación. La visita del n° 1 del área, Luis Lucero, se convirtió en un impulso al Distrito Minero Malargüe, cuya aprobación es un paso clave que espera de la Legislatura. Lucero había llegado a la provincia el miércoles para la presentación del […]

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Empresas: TGS emitió un bono internacional por 490 millones de dólares

Después de varios años sin emisiones corporativas, esta es la empresa argentina emisión cuarta en el mercado internacional de capitales en 2024. Transportadora Gas del Sur (TGS) manejó un bono internacional de 490 millones de dólares con gran habilidad. Después de varios años sin emisiones corporativas, esta es la empresa argentina emisión cuarta en el mercado internacional de capitales en 2024. Durante el plazo de 7 años, con un vencimiento en 2031, el costo financiero del bono internacional era del 8,75% (cupón del 8,5%), y había sido objeto de ofertas por hasta 1700 millones de dólares. Este nuevo bono permite […]

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Actualidad: Ola polar en los yacimientos petroleros de Chubut, estiman una caída del 17% en la producción

Federico Ponce, ministro de Hidrocarburos de Chubut, afirmó que si bien la actividad ya se recuperó a un nivel del 95%, la caída de la producción de julio se traducirá en una merma en los ingresos por donaciones. La provincia de Chubut experimentó una caída en los ingresos por regalías debido a las nevadas extremas de julio, que tuvieron un impacto en la actividad petrolera y generaron una merma en la producción. Federico Ponce, ministro de Hidrocarburos, confirmó una caída del 17% en las donaciones y estimó que la recuperación total de la actividad tardaría algunas semanas. Aunque Ponce afirmó […]

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Eventos: La Nave Cultural recibe al III Foro de Metalmecánica, Minería + Energía

El jueves 1 de agosto, a partir de las 8.30, se desarrollará una nueva edición del III Foro de Metalmecánica, Minería + Energía. Será en la Nave Cultural, bajo el lema “Lo que tenemos y hacemos para el Desarrollo Industrial”. El evento contará con la participación aproximada de 500 personas interesadas en los temas que se abordarán. Además, son alrededor de 50 empresas las que ratificaron su apoyo a la iniciativa a través de convenios de patrocinio. La Municipalidad de la Ciudad de Mendoza y la Asociación de Industriales Metalúrgicos de la República Argentina (ADIMRA), acompañan este importante encuentro que […]

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YPFB estima invertir USD 400 millones en la exploración y desarrollo de Mayaya

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) estima invertir aproximadamente USD 400 millones en facilidades y la perforación de tres pozos adicionales en el sistema petrolero descubierto recientemente con la perforación del pozo Mayaya Centro-X1 de Investigación Estratigráfica (MYC-X1 IE). El pozo probó la existencia de hidrocarburos en el Subandino Norte del país, situación que permite ampliar la frontera exploratoria en una zona No Tradicional. Las pruebas de producción realizadas en el pozo resultaron positivas en la formación Tomachi. En este nuevo descubrimiento se estima un recurso de 1,7 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) de gas natural, […]

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En Las Flores advierten posible derrame de petróleo: es el segundo en dos meses

Durante las últimas horas, según el portal local Noticias Las Flores, aparentemente ocurrió un pequeño derrame de petróleo en un oleoducto en el establecimiento La Picasa, en la localidad Pago de Oro, de Las Flores. Ya se encuentran trabajando máquinas y equipos en el lugar implicado para la contención y limpieza del posible derrame.

Cabe recordar que este aparente accidente sería el segundo en menos de dos meses en Las Flores, ya que el pasado 2 de junio en otro establecimiento, ocurrió un evento similar. Ambos sucesos en tan poco tiempo preocupan a vecinos y autoridades locales.

Durante los primeros días del sexto mes del año, ocurrió la primera pérdida significativa de petróleo en otra institución de Las Flores. Rápidamente, el incidente devino en una rápida respuesta de las autoridades y las empresas responsables, con la intención de investigar y trabajar en el cuidado ambiental.

Una de las medidas fue realizar una reunión clave el 15 de junio entre representantes de las empresas involucradas, autoridades locales y organizaciones medioambientales, donde se discutieron nuevas medidas de seguridad y protocolos de respuesta rápida para enfrentar nuevos incidentes.

A su vez, Florencia Albarello, integrante del área de Ambiente de la Municipalidad de Las Flores, explicó el impacto ambiental del incidente: el derrame que se produjo en el paraje Plaza Montero, no afectó a la laguna ya que se trata de una zona baja.

Finalmente, el 29 de junio, hace tan sólo tres semanas, las nuevas normativas y procedimientos de seguridad se implementaron en las petroleras de la región. A su vez, también se han llevado a cabo programas de capacitación intensiva para el personal de las empresas.

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Aseguran que las familias del AMBA necesitan más de $140.000 en julio para pagar los servicios públicos

Las familias que viven en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) necesitan más de $140.000 en julio para pagar las tarifas de servicios públicos, según reveló un informe del Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), que depende de la UBA y el Conicet.

El análisis calculó que un hogar promedio del AMBA necesita de $142.645 para cubrir sus necesidades energéticas, de transporte y de agua potable durante el séptimo mes del año, lo que implica que el costo de la canasta total de servicios públicos se incrementó 374% frente a diciembre de 2023, cuando llegaba a los $30.100.

El incremento en lo que va del año, se explica a partir de las actualizaciones de tarifas de transporte (enero y febrero), energía eléctrica (febrero y junio), agua y gas natural (abril y junio). Asimismo, los consumos de gas natural y energía eléctrica están ajustados por la estacionalidad de la demanda.

En este sentido, en julio se observa un aumento del 2% del gasto en servicios públicos y en lo que respecta al sector energético se explica por “consumos más elevados conforme se transita el pico estacional de invierno; por incrementos en el precio de la energía eléctrica y el gas natural a partir del 1° de junio; y por la modificación de los bloques de consumo subsidiado en energía eléctrica y gas natural vigentes a partir del 1° de junio”.

Aumentos en los servicios públicos para el AMBA desde diciembre

Agua potable y cloacas: 249%

Energía eléctrica: 229%

Gas: 1208%

Transporte: 410%

Con estos valores, la canasta de servicios públicos del AMBA ocupa en julio el 15% del salario promedio registrado estimado del mes a la vez que el peso proporcional del gasto de cada servicio presenta valores similares para el transporte, la energía eléctrica y el gas natural.

Los datos de este mes están influenciados por la postergación de los aumentos de luz y gas decidida por el Gobierno, con el objetivo de contribuir a consolidar el descenso de la inflación, tras la aplicación de las subas de junio.

El estudio reveló que actualmente “la prestación de los servicios públicos en el AMBA para los hogares de altos, medios y bajos ingresos paga tarifas que en promedio cubren el 41% de los costos, mientras que el Estado se hace cargo del 59% restante”, aunque aclaró que “esta cobertura es dispar entre hogares y entre servicios”.

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Legisladores bonaerenses acusan a Milei de operar en contra de la instalación de la planta de GNL en Bahía Blanca

El presidente de la Cámara de Diputados de la provincia de Buenos Aires, Alejandro Dichiara, se pronunció sobre las recientes declaraciones del presidente de la Nación Javier Milei, quien presionó al gobernador Axel Kicillof para que adhiera al RIGI, facilitando así la construcción de la planta de licuefacción de gas proyectada por la empresa estatal malaya Petronas en colaboración con YPF en Bahía Blanca.

“Luego de escuchar a Javier Milei, confirmo que si la inversión de Petronas e YPF no se hace en Bahía Blanca, será por una decisión netamente política”, dijo Dichiara a través de la red social X.

En un hilo, el legislador montehermoseño manifestó que “el presidente de la Nación no quiere a la provincia de Buenos Aires y no quiere a Bahía Blanca, tal como ya había quedado demostrado cuando vino por el temporal y les dijo a los bahienses que se arreglen como puedan”.

“Ahora lo vuelve a demostrar, si es que les termina sacando esta inversión tan importante para todos los bonaerenses”, añadió.

Ante la posibilidad de que la Provincia no adhiera al RIGI, Milei sugirió anoche que el proyecto podría trasladarse a Punta Colorada, en Río Negro. “Obvio que se va a ir a otro lado, ¿vos vas a confiar en el comunista de Kicillof?”, dijo en una entrevista con Alejandro Fantino.

De esta manera, el presidente pareció acercar su posición para llevar la inversión —estimada entre 30 y 50 mil millones de dólares en diez años— a Punta Colorada.

Luego de escuchar a Javier Milei, confirmo que si efectivamente la inversión de Petronas e YPF no se hace en Bahía Blanca será por una decisión netamente política.

Abro un hilo acerca de este tema. pic.twitter.com/KSzmc8f7IZ

— Alejandro Dichiara (@enriquedichiara) July 20, 2024

“No quisiera creer que esta decisión insensata se debe a una contraprestación con los gobiernos de Río Negro y Neuquén por haber votado los diputados de estas provincias la Ley Bases, pero no deja otra cosa que pensar”, enfatizó Dichiara.

El titular de la Cámara Baja bonaerense aseguró que “las condiciones, desde todo punto de vista —geográfico, de infraestructura, de cercanía con población e inversiones y planificación a futuro— están dadas para que la inversión sea en Bahía Blanca”.

“No hay ningún tipo de sustento lógico y coherente para otra cosa. Incluso las empresas están convencidas y decididas a realizar la inversión en el puerto de Ingeniero White”, afirmó.

“Es más, antes del 10 de diciembre, cuando el gobierno nacional era otro, ya estaba decidido que la inversión de Petronas e YPF se haría en Bahía Blanca”, aseguró.

En ese sentido, remarcó que “el cambio comenzó con el gobierno de Milei”. “Es solamente él quien está decidiendo que la inversión se vaya a Punta Colorada, el inhóspito paraje donde viven cuatro personas”, señaló.

Por último, el legislador sostuvo que “siempre, hasta el último instante, confiaremos en que la lógica, la planificación, los consensos y la mesura se impongan. Ojalá que esta vez no sea la excepción, como cada uno de los bahienses lo merece”.

La decisión final sobre la sede de la planta de GNL se conocerá en breve, probablemente en agosto. 

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Milei le bajó el pulgar a Bahía Blanca: “Obvio que la planta de GNL va a ir a otro lado”

El presidente Javier Milei mostró una posición contraria a que la planta de licuefacción de gas que plantea construir en Argentina la estatal malaya Petronas junto con YPF se radique finalmente en Bahía Blanca y lo atribuyó al hecho de que el gobernador de la provincia de Buenos Aires es “Axel Kicillof”.

Obvio que se va a ir a otro lado, vos vas a confiar en el comunista” para esa inversión -del orden de los 50 mil millones de dólares-, dijo Milei en alusión directa a Kicillof. Fue durante una entrevista con Alejandro Fantino, en respuesta a una pregunta sobre si cabe a la posibilidad de que la planta no se radique en Bahía Blanca.

De esa manera, el Presidente pareció tomar partido por la opción de radicar la inversión –se habla de entre 30 y 50 mil millones de dólares en diez años- en Punta Colorada, Río Negro. En Buenos Aires “tenés el lastre de tenerlo a Kicillof” de Gobernador, apuntó el Presidente respecto de las eventuales motivaciones de Petronas para no instalar la planta en Bahía.

Milei intervino de ese modo en la disputa entre las dos provincias, luego de que el presidente de YFP Horacio Marin pusiera como una condición necesaria para que una plaza sea elegible la adhesión de la provincia al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) aprobado por el Congreso, al que Río Negro se acopló a través de su Legislatura hace una semana.

Kicillof busca que Petronas radique la planta en la Buenos Aires, pero no considera la adhesión al RIGI una condición necesaria. El lunes pasado respondió a una intimación de YPF para definir si adhiere o no con una carta en la que pide precisiones sobre la reglamentación de la ley correspondiente, que el Ejecutivo nacional aún no realizó.

Al mismo tiempo, el gobernador de la Provincia anunció el envío a la Legislatura bonaerense de un proyecto de ley para crear un régimen de incentivo provincial, con el que busca otorgar beneficios a la petrolera malaya para que opte por Buenos Aires.

Pero aunque ese proyecto aún no fue definido, Milei dijo hoy que “para que quiere hacer uno (un régimen de inversiones) distinto, para hacer con sus ideas comunistas que hundieron al país”.

Cuando Fantino le objetó que Kicillof no es comunista y que atribuirle esa etiquita a un dirigente político en la actualidad es una especie de anacronismo, el Presidente contestó: “la concha de la lora, pusieron la máquina del tiempo y lo trajeron acá”.

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Hay que reinscribirse para no perder la tarifa social en facturas de electricidad y gas: cómo hacer

La Secretaría de Energía busca “depurar” el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) con un minucioso cruce de datos, en línea con el objetivo oficial de reducir lo más que se pueda el gasto del Estado, por lo que casi dos millones de usuarios residenciales deberán reinscribirse en el padrón.

La Resolución 90/2024 de Energía establece que cerca de 1.7000.000 usuarios que fueron incorporados automáticamente al RASE como hogares de bajos ingresos, deberán reingresar al sistema de forma individual antes del 5 de agosto próximo.

Los hogares se encuentran divididos en tres categorías en base a los niveles de ingresos que perciben según la segmentación de subsidios vigente desde 2022: Altos ingresos (N1), Ingresos bajos (N2) e Ingresos Medios (N3).

Los últimos datos oficiales arrojan que los N1 son 5,3 millones, los N2 son 8 millones y los N3 son 2,7 millones.

Quienes no cumplan con el trámite serán catalogados como N1 y, por tanto, perderán el subsidio a la electricidad.
En el caso del gas, el ente regulador (Enargas), cuenta con mayor información porque la subvención se otorga a nivel nacional, por lo que el Gobierno cuenta con más herramientas para “depurarlo”.

En cuanto al RASE, el usuario residencial encargado deberá completar una declaración jurada y, en caso de que ya haya realizado el trámite, la persona puede actualizar la información.

Antes de empezar es importante tener 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 de tu DNI.

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

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

-Una dirección de correo electrónico

La normativa vigente categoriza como N1 a las familias que perciben ingresos por hasta 3,5 veces el valor de la canasta básica.

Desde agosto, el umbral a partir del cual no se puede solicitar subsidios es desde $3.056.092 de ingreso familiar mensual.

Para aquellos hogares ubicados en el partido de Patagones (Buenos Aires), Chubut, La Pampa, Neuquén, Río Negro, Santa Cruz o Tierra del Fuego, los ingresos mensuales totales para no pertenecer al segmento de mayores ingresos deberán ser equivalentes o menores a $3.728.431 al mes.

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Milei dijo que la planta de GNL de YPF y Petronas se va a instalar en Río Negro porque en Buenos Aires está Kicillof que es «un expropiador serial»

La disputa por ver en qué provincia se construirá la planta de licuefacción de gas para exportar barcos de GNL (Gas Natural Licuado) con producción no convencional de Vaca Muerta tuvo en las últimas horas un capítulo más. El presidente Javier Milei afirmó que el megaproyecto de YPF y la malaya Petronas se realizará en la provincia de Río Negro y no en Buenos Aires porque “tiene el lastre de tener a Kicillof, que es un expropiador serial” y agregó que “si hubiese querido hacer las cosas bien, se hubiera adherido al RIGI nacional”. «Enoja y, a la vez, entristece escuchar al presidente abordar un tema tan importante de manera tan superficial y grosera», respondió el gobernador bonaerense Axel Kicillof en su cuenta de X.

La disputa entre Buenos Aires y Río Negro para quedarse con el megaproyecto de GNL, que en una primera etapa prevé un desembolso de US$ 10.000 millones, pero que puede escalar a US$ 50.000 millones con todas las fases completas, tiene de fondo la adhesión o no al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), aprobado en el Congreso dentro de la Ley Bases. “Es obvio que esa inversión se va a ir a otro lado, ¿vos vas a invertir donde está Kicillof?, ni de casualidad”, continuó Milei en una entrevista que le concedió el viernes al canal online Neura Media.

Kicillof le respondió al presidente el sábado desde su cuenta de X: «La construcción de la planta de GNL es una inversión muy importante tanto para nuestra provincia como para el país. Espero que YPF y Petronas manejen el tema con seriedad y profesionalismo, sin dejarse influenciar por los comentarios trasnochados que escupe a diario el presidente y que ya nos hicieron entrar en conflicto con nuestros socios comerciales más estratégicos como China, Brasil, España, Colombia y Francia», aseguró el mandatario provincial.

Enoja y, a la vez, entristece escuchar al presidente abordar un tema tan importante de manera tan superficial y grosera. Y, además, con tanta agresividad. No podemos naturalizar que quien conduce el Estado Nacional y representa a nuestro país se maneje con tanta… pic.twitter.com/6kAjc4DiFi

— Axel Kicillof (@Kicillofok) July 20, 2024

Con o sin RIGI

El gobernador bonaerense anticipó que Buenos Aires no se va a adherir al RIGI, pero presentará un proyecto de Ley para otorgarle incentivos impositivos y municipales a las plantas de GNL que se instalen en Bahía Blanca, que ya cuenta con infraestructura instalada. “¿Para qué quiere hacer un RIGI distinto? Para hacerlo con sus ideas comunistas que hundieron a la Argentina?”, declaró Milei.

Mientras que el mandatario rionegrino Alberto Weretilneck ya consiguió que la Legislatura provincial apruebe el proyecto de adhesión al régimen. Río Negro sería la primera provincia que adhiera formalmente al RIGI, pese a que el gobierno nacional todavía no lo reglamentó en el Boletín Oficial.

La disputa tomó otra dimensión cuando el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, dijo en una entrevista radial en mayo que “Sin el RIGI no hay construcción de la planta de LNG en la Argentina”. “Es un proyecto de alrededor de 50.000 millones de dólares. Para lograr que se pueda desarrollar, hay que lograr que sea rentable a bajo precio, seguridad jurídica y todo lo que tiene el RIGI”, había expresado Marín.

Terrenos

La incógnita de dónde se hará la planta de licuefacción está desde los inicios de la idea del megaproyecto. En septiembre de 2022, cuando YPF y Petronas presentaron el megaproyecto en el Centro Cultural Kirchner con la presencia del entonces presidente Alberto Fernández, el extitular de YPF, Pablo González, y el CEO de Petronas, Tengku Muhammad Taufik, la primera alternativa era Bahía Blanca, pero fuentes en off de la compañía argentina no descartaban en ese entonces otras posibilidades, como por ejemplo Río Negro.

En las últimas horas, fuentes de la provincia de Buenos Aires en diálogo con EconoJournal subrayaron que desde hace más de un año funcionarios de Axel Kicillof están en conversaciones con ejecutivos y técnicos de YPF y Petronas y analizando un terreno de alrededor de 1.400 hectáreas en el puerto de Bahía Blanca.

Pero desde que el gobierno nacional impulsó el RIGI para intentar concretar inversiones superiores a los US$ 200 millones creció la posibilidad de que finalmente este proyecto se realice en el puerto rionegrino de Punta Colorada, alrededor de 550 kilómetros más al sur de Bahía Blanca.

Grupo selecto

YPF y Petronas planean una inversión de US$ 10.000 millones de dólares para la primera etapa, lo que permitirá producir hasta 5 millones de toneladas/año de GNL. Pero el proyecto en 10 años puede escalar para exportar más de 25 millones de toneladas/año de GNL con una inversión de hasta US$ 50.000 millones.

Este megaproyecto podría permitir ingresar a la Argentina al selecto grupo países exportadores de GNL. En la actualidad, se importa en el pico de consumo de invierno alrededor de 35 barcos de GNL por año. Cuando la planta de GNL alcance su capacidad máxima, el país tendrá capacidad para exportar más de 460 barcos anuales. El GNL podría implicar exportaciones por más de US$ 20.000 millones anuales. De concretarse estos números, el GNL podría ser uno de los principales generadores de divisas para el país.

, Roberto Bellato

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Honduras anticipa una «revisión integral» de 12 contratos prexistentes con generadoras

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) publicó un proceso de Concurso Privado Nacional bajo el expediente CPRN-CREE-01-2024 destinado a realizar un «Análisis de contratos prexistentes conforme a la normativa vigente».

Según consta en Honducompras, el Sistema de Información de Contratación y Adquisiciones del Estado de Honduras administrado por la ONCAE, las firmas que ya recibieron invitación formal de la CNEE hasta la fecha son: Aguilar Castillo Love, Lexincorp, Arias, Gufa Law, García & Bordán, Central Law Honduras S.A. y Bufete Rumman Amaya.

El proceso de contratación que inició el pasado miércoles 17 de julio, prevé por calendario responder a todas las consultas de los convocados hasta este viernes 26 de julio, para que la recepción de ofertas se realice el martes 06 de agosto.

Los estudios que confirmen su participación como oferentes competirán por un servicio de consultoría de cuatro meses que incluiría primeramente la revisión integral de doce contratos con el objetivo de analizar minuciosamente cada uno de ellos para identificar cláusulas que podrían verse comprometidas por las disposiciones establecidas en la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE), su reglamento y otras normas técnicas del subsector eléctrico.

Además, se prevé que los abogados identifiquen posibles riesgos legales asociados con los contratos preexistentes y sugerir estrategias para mitigarlos, así como llevar a cabo una capacitación para los equipos técnicos y legales de la CREE sobre los contratos preexistentes y la comprensión y adaptación de la LGIE.

Esta convocatoria se da en un momento delicado entre la sociedad civil, generadores y la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) donde se cuestionan adendas presentadas al Congreso Nacional vinculadas a 18 contratos de energía renegociados durante el año 2022 a días del inicio de la actual administración de gobierno.

¿Se avecina una nueva renegociación de contratos? ¿Esto reducirá la certeza jurídica para los inversionistas? ¿Cómo impactará este proceso a nuevos desarrollos privados de generación eléctrica, en la antesala del inicio de la licitación de 1500 MW? Son algunos de los interrogantes que sobrevuelan este asunto en el mercado hondureño.

ASJ argumenta por qué fue un error renegociar contratos antes de lanzar una licitación en Honduras

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AES advierte retos que limitan el desarrollo de proyectos eólicos en Centroamérica y el Caribe

Ignacio Lucas, líder de desarrollo de negocio para Centroamérica y Caribe en AES, expresó preocupaciones significativas sobre los desafíos que enfrentan los proyectos eólicos. Según el referente de nuevos negocios de AES en la región, varios factores están limitando el crecimiento de la energía eólica en comparación con el auge que ha experimentado la energía solar.

Uno de los principales obstáculos identificados por Ignacio Lucas durante su participación en el evento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe es la falta de infraestructura de transmisión. «La infraestructura de transmisión no está disponible allá donde vamos a desarrollar», explicó. En lugares como República Dominicana, mencionó que existen limitaciones significativas en la red eléctrica, que están siendo abordadas a medida que se desarrollan nuevos proyectos, pero que, a día de hoy, limitan la conexión de nuevos proyectos eólicos. Esta indisponibilidad de infraestructura sería tal vez el reto más crítico que debiera superarse para permitir la expansión de la energía eólica, pero no el único.

Siguiendo con el análisis del portavoz de AES, otro desafío es la determinación del recurso eólico. «Son solo unos pocos lugares del país donde realmente podemos desarrollar este tipo de proyectos», indicó, refiriéndose a que en el caso del mercado dominicano cada vez son menos las áreas del país donde ya se ha comprobado que es viable desarrollar proyectos eólicos. Además, mencionó que el riesgo climático, especialmente en zonas propensas a huracanes, añade complejidad a la situación. «Hay riesgos asociados. Por eso, desde la parte de seguros, probablemente va a ser muy difícil asegurar un proyecto en determinadas zonas», agregó.

Desde la óptica de Lucas, el tercer reto principal que enfrentan es tecnológico. Lucas destacó que los fabricantes de turbinas están atravesando dificultades económicas, lo que ha llevado a una polarización entre fabricantes occidentales y chinos, con diferencias notables en precios y confiabilidad. «Hay que ver qué tan bancables pueden ser ciertas soluciones y qué tan dispuestos estamos a asumir ciertos riesgos con esa tecnología», afirmó. La incertidumbre en la confiabilidad de las tecnologías disponibles plantea un desafío adicional para asegurar la financiación de los proyectos eólicos.

Además de estos tres retos principales, Ignacio Lucas, líder de desarrollo de negocio para Centroamérica y Caribe en AES, mencionó tres factores secundarios que también están limitando el desarrollo de la energía eólica: la política de promoción, el marco regulatorio y los mecanismos de compensación. En el caso dominicano consideró que la política estaría clara para la promoción de energías renovables y que el marco regulatorio se vendría trabajando a la par. No obstante, en cuanto a los mecanismos de compensación, Lucas explicó que la energía eólica, debido a sus mayores costos asociados y tecnología más cara en la actualidad, está perdiendo competitividad frente a la solar y debería ser fomentada más.

«Nosotros creemos que la energía eólica sigue teniendo y que tiene un espacio dentro de la matriz energética para asegurar esa diversificación, que definitivamente va a aportar a la resiliencia y que va a ayudar a tener un sistema mucho más robusto y estable», expresó en FES Caribe.

Por lo tanto, vio como necesario que mercados como el dominicano empiecen a desarrollar mecanismos de compensación diferenciados para asegurar que la energía eólica pueda competir y complementarse con otras fuentes de generación sostenibles en la matriz energética.

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UTE de Uruguay reconoce “grandes expectativas” por la licitación del parque solar Punta del Tigre

La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay hoy finalmente conocerá las ofertas para el diseño, ingeniería, suministros, construcción, montaje, configuración, ensayos y puesta en marcha del parque fotovoltaico Punta del Tigre. 

La planta solar se instalará en la localidad catastral Cerámicas del Sur (departamento de San José) y deberá contar con una potencia instalada en inversores de, al menos, 25 MW en corriente alterna a 25°C, y paneles de al menos 27.5 MWp de capacidad STC. 

Y tras diversas prórrogas de la apertura de sobres (cierre inicial previsto para el 22 de mayo), y a pocas horas de conocerse las empresas interesadas y los precios ofertados, la presidenta de UTE, Silvia Emaldi, conversó con Energía Estratégica sobre las expectativas de la convocatoria y cuáles serán los próximos pasos. 

“Encontramos mucho interés en el mercado, tanto de empresas nacionales e internacionales de las cuales seguramente algunas conformen un consorcio para presentarse. Por lo que hay grandes y buenas expectativas y esperamos que haya varias ofertas, dadas las instancias de visitas que se hicieron al lugar como de consultas que llegaron formalmente”, aseguró. 

“Incluso, muchos de los oferentes también estarán interesados en un futuro parque solar que prevemos desde UTE en los terrenos de Cerro Largo para seguir incorporando energía fotovoltaica”, agregó. 

Si bien Emaldi no se arriesgó en cuanto al número de ofertas y posibles precios para el PS Punta del Tigre, es preciso recordar que la licitación detalla que el valor cotizado por los suministros principales (paneles solares, inversores y estructuras con trackers) no deberá exceder los UYU 400.000.000 (cerca de USD 9.926.000 a tipo de cambio oficial); mientras que la puesta en servicio y recepción final no podrá ser inferior a UYU 40.000.000 (aproximadamente USD 992.600). 

Cabe aclarar que, en caso de cotizar en moneda extranjera, se aplicará el tipo de cambio billete vendedor que rija al cierre del último día hábil anterior a la fecha de apertura de las ofertas, publicados por la Mesa de Cambios del Banco Central del Uruguay.

A partir de la adjudicación realizada por UTE, el ganador de esta licitación tendrá un plazo máximo de 548 días corridos (cerca de un año y seis meses) para la finalización de la obra y las instalaciones deberán estar diseñadas para una vida útil de 30 años.

Además, la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas analizará los resultados de la actual convocatoria para terminar de pulir el nuevo pliego del parque fotovoltaico en Cerro Largo (también llave en mano), considerando que la entidad tiene previsto que, a partir de 2026, debe incorporar módulos de 100 MW de energía solar por año para afrontar la demanda, acompañando el crecimiento de la instalación de generación de UTE hasta el año 2047. 

“Queremos ver cuán competitivas son las ofertas y precios y qué aspectos debemos considerar. Luego veremos en qué momento haremos el lanzamiento de la nueva licitación, pero trabajamos en detalles del pliego dado que recién estamos licitando el primer parque fotovoltaico”, aclaró Emaldi. 

“Además, apostamos fuertemente a la segunda transformación energética del país y la descarbonización de la oferta mediante la propia generación eólica, el uso de electrodomésticos eficientes, la movilidad eléctrica y la incorporación de nuevas tecnologías, como por ejemplo bombas de calor en usos industriales y edificios públicos, entre otros”, complementó.

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OLADE: En mayo la inflación energética mensual en toda la región fue de 0,52% y la tasa anual 3.07%

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) ha publicado su Indicador de Inflación Energética para América Latina y el Caribe (IE-LAC) correspondiente al mes de mayo 2024.

Este informe ofrece un análisis detallado de las tendencias energéticas en la región lo que es crucial para entender el comportamiento de los mercados de energía y su impacto en la economía y la sostenibilidad de los países de América Latina y el Caribe.

La inflación energética mensual tuvo una disminución en 13 de los 20 países analizados.

En el mes de mayo del 2024, la inflación energética regional alcanzó un valor de 0.52%, confirmando la tendencia a la baja que se inició a principios de este año.

Fuente: OLADE, elaboración propia a partir de la información publicada en los Institutos de Estadística y Censos y Bancos Centrales de los Países Miembros de OLADE.

La inflación energética anual de América Latina y el Caribe, en mayo de 2024 (respecto a mayo de 2023) fue de 3.07%. Esta tasa es inferior a la inflación total de la economía regional (4.02%)

Fuente: OLADE, elaboración propia a partir de la información publicada en los Institutos de Estadística y Censos y Bancos Centrales de los Países Miembros de OLADE.

Por su parte, en los países de la OECD, la inflación energética anual aumentó de forma significativa del -0.13 % en abril al 2.5% en mayo de este año, su nivel más alto desde febrero de 2023, con aumentos en 24 países de la OCDE.

Fuente: OLADE, elaboración propia a partir de la información publicada en los Institutos de Estadística y Censos y Bancos Centrales de los Países Miembros de OLADE e información publicada por OCDE.

Nota:

En la presente edición del IE-LAC se destaca la incorporación de 4 países más al análisis, teniendo una base a partir de este mes de 20 países lo cual implica una actualización en la Índice.

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Growatt lidera el sector fotovoltaico residencial en México y América

Growatt ha sido recientemente clasificado como el número uno en el mercado residencial de México y el número dos en el mercado residencial de América por S&P Global, gracias a nuestra alta cuota de mercado en estas regiones. Además de nuestro éxito en términos de mercado, Growatt también se destaca por su compromiso con la innovación, la reputación de la marca, la calidad del servicio y la responsabilidad social, consolidando nuestra posición como líder en la industria fotovoltaica.

Innovación y Calidad

El éxito de Growatt no es casualidad. Con un portafolio de productos que incluye inversores solares, sistemas de almacenamiento de energía y cargadores de vehículos eléctricos, Growatt demuestra su capacidad para satisfacer las diversas necesidades de clientes residenciales, comerciales e industriales. Su compromiso con la innovación tecnológica es evidente en cada inversión que hacen en eficiencia energética y soluciones inteligentes, asegurando que sus productos se mantengan a la vanguardia del mercado.

Presencia Global y Enfoque en el Cliente

Los productos de Growatt son sinónimo de calidad y fiabilidad, respaldados por numerosas certificaciones y elogios en la industria. La empresa ha establecido una presencia global robusta, apoyada por una red de distribución y servicio que garantiza el acceso a sus productos en todo el mundo, con un soporte postventa local confiable y eficiente. Este enfoque en la satisfacción del cliente fortalece las relaciones a largo plazo y genera confianza.

Compromiso con la Sostenibilidad

La misión de Growatt de promover soluciones energéticas sostenibles resuena con las tendencias globales hacia la adopción de energías renovables y la reducción de la huella de carbono. Esta dedicación a la sostenibilidad no solo mejora su reputación, sino que también alinea a la empresa con un futuro más verde.

Expansión en América Latina

En México, Growatt ha reforzado su presencia con la creación de una subsidiaria y un equipo de servicio postventa local, garantizando un soporte aún mejor para sus clientes en América Latina. Productos como el microinversor NEO 2000M-X y el inversor híbrido SPH 10000TL-HU-US han sido recibidos con entusiasmo en la región. Además, en el ámbito comercial e industrial, la solución integrada WIT con la batería APX ha demostrado ser un avance significativo.

A nivel global, Growatt continúa su expansión, logrando avances importantes en el mercado estadounidense. Fundada en 2010, Growatt ha crecido hasta convertirse en un proveedor líder de inversores solares, con una presencia en más de 100 países. Con una visión a largo plazo de consolidarse como líder en soluciones energéticas sostenibles en América, Growatt sigue estableciendo estándares en la industria fotovoltaica.

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Abierta la inscripción: CACME anuncia una nueva edición del Programa de Formación de Líderes Energéticos

El Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía (CACME) anuncia una nueva edición del Programa de Formación de Líderes Energéticos (PFLE), que comenzará el jueves 8 de agosto y se realizará de de 18:30 a 21:30 horas (GMT-3) de todos los jueves y el cuarto martes de cada mes. 

El PFLE estará dirigido a profesionales, empresarios, funcionarios públicos, políticos, periodistas, miembros de ONGs, estudiantes universitarios con interés o desempeño en áreas de energía. 

Y a lo largo de 20 sesiones a cargo de diversos especialistas del sector, ofrecerá a los participantes una visión actualizada de la problemática energética global y local que necesitan los líderes de la energía para tomar decisiones estratégicas y efectivas en base a los desafíos que plantea la transición energética.

Una vez finalizado, los egresados conformarán la Comunidad de Líderes Energéticos, un espacio de networking y actualización permanente; donde además pueden integrar los grupos de trabajo en diferentes temáticas energéticas.

“Procuramos contribuir a la formación de Futuros Líderes de la Energía que comprendan los problemas energéticos y fomenten la colaboración. Al tiempo que promovemos la construcción una visión compartida sobre los principales retos energéticos, a la vez el programa respeta las diversas perspectivas, reconociendo que no es necesaria la uniformidad en las soluciones”, señaló Andrea Afranchi, directora académica del CACME, en conversación con Energía Estratégica

“Nuestro plan de estudios está meticulosamente diseñado para lograr un delicado equilibrio entre las perspectivas globales, generosamente proporcionadas por el Consejo Mundial de la Energía, y los matices locales y regionales específicos del panorama energético argentino y latinoamericano”, agregó. 

Cabe recordar que el PFLE se creó en el 2014 y a lo largo de la última década ya llevó a cabo 20 ediciones con una dedicación casi ininterrumpida, donde más de 1600 graduados, procedentes de 312 empresas e instituciones gubernamentales y no gubernamentales, recorrieron los pasillos de la institución. 

“Aproximadamente, el 60% de los participantes  se sitúa en la franja de edad de 18 a 40 años, lo que subraya nuestra dedicación a formar a la próxima generación de líderes e innovadores del sector de la energía”, subrayó Afranchi

Una de las facilidades que ofrece el Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía es el formato híbrido del programa, lo que permite trascender barreras geográficas y una vasta participación de líderes a lo largo de todo el país y distintas regiones del mundo. 

Las personas inscriptas se encontrarán con un amplio abanico de temas, tales como los estudios del WEC (Trilemma, Issues Monitor, etc.), tipos de energía renovables y no renovables, marcos regulatorios, la dinámica del mercado argentino, humanización de la transición energética y el poder de las competencias interpersonales. 

Sumado a que el PFLE se ha mantenido a la vanguardia de la innovación, integrando temas contemporáneos como la minería, el litio, el hidrógeno, la movilidad eléctrica y la geopolítica de la energía, en pos de respaldar un plan de estudios completo, pertinente y preparado para las nuevas tendencias.

“En una era definida por retos y oportunidades sin precedentes, estamos preparados para afrontar las complejidades de las transiciones energéticas justas, guiados por una visión compartida de un futuro energético más sostenible y equitativo, centrado en las personas como agentes de cambio”, insistió Andrea Afranchi. 

Los socios del CACME contarán con un arancel especial, a la par que se ofrecen becas a miembros de ONGs y organismos públicos para aquellos que deseen participar de esta nueva edición del Programa de Formación de Líderes Energéticos, que comenzará el 8 de agosto. 

Para más información, las personas interesadas podrán ingresar a http://www.lideresenergeticos.org.ar/, en tanto que las consultas e inscripciones se realizan a través de programadeformacion@cacme.org.ar, o bien haciendo click en el siguiente botón:

INSCRIPCIONES ABIERTAS

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Triplicar las energías renovables para 2030 requiere una tasa de crecimiento anual mínima del 16,4%

Las Estadísticas de Energía Renovable 2024 publicadas hoy por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) muestran que, a pesar de que las energías renovables se están convirtiendo en la fuente de energía de más rápido crecimiento, el mundo corre el riesgo de no alcanzar el objetivo de triplicar las energías renovables prometido en la COP28. Para mantener el rumbo, el mundo tendrá que aumentar la capacidad de energía renovable a un ritmo mínimo del 16,4 % anual hasta 2030.

El aumento sin precedentes del 14% de la capacidad de energías renovables durante 2023 estableció una tasa de crecimiento anual compuesta del 10% (2017-2023). Combinado con la constante disminución de la incorporación de capacidad no renovable a lo largo de los años, la tendencia indica que las energías renovables están en camino de superar a los combustibles fósiles en la capacidad energética instalada mundial.

Sin embargo, si el ritmo de aumento del 14% del año pasado continúa, el objetivo de triplicar 11,2 teravatios (TW) en 2030 delineado por el Escenario de 1,5 ° C de IRENA se quedará 1,5 TW por debajo del objetivo, incumpliendo el objetivo en un 13,5%. Además, si el mundo mantiene la tasa histórica de crecimiento anual del 10%, solo acumulará 7,5 TW de capacidad de energías renovables para 2030, incumpliendo el objetivo en casi un tercio.

El director general de IRENA, Francesco La Camera, afirmó: “Las energías renovables han superado cada vez más a los combustibles fósiles, pero no es momento de ser complacientes. Las energías renovables deben crecer a mayor velocidad y escala. Nuestro nuevo informe arroja luz sobre la dirección que debemos tomar: si continuamos con el ritmo de crecimiento actual, no lograremos alcanzar el objetivo de triplicar las energías renovables acordado en el Consenso de los EAU en la COP28, lo que pondrá en riesgo los objetivos del Acuerdo de París y la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible”.

“Las cifras globales consolidadas ocultan patrones de concentración en la geografía que amenazan con exacerbar la brecha de descarbonización y plantean una barrera importante para alcanzar el objetivo de triplicar las emisiones”, añadió.

El presidente de la COP28, el Dr. Sultan Al Jaber, dijo: “Eso significa aumentar la colaboración entre los gobiernos, el sector privado, las organizaciones multilaterales y la sociedad civil. Los gobiernos deben establecer objetivos explícitos en materia de energía renovable, considerar acciones como acelerar la concesión de permisos y ampliar las conexiones a la red, e implementar políticas inteligentes que impulsen a las industrias a intensificar sus esfuerzos e incentiven al sector privado a invertir. Además, este momento brinda una oportunidad importante para agregar objetivos energéticos nacionales sólidos en las NDC para respaldar el objetivo global de mantener el objetivo de 1,5 ° C al alcance. Sobre todo, debemos cambiar la narrativa de que la inversión climática es una carga y convertirla en una oportunidad sin precedentes para el desarrollo socioeconómico compartido”.

En términos de generación de energía, los últimos datos disponibles para 2022 confirmaron una vez más la disparidad regional en el despliegue de energías renovables. Asia mantiene su posición como líder en la generación de energía renovable mundial con 3.749 teravatios hora (TWh), seguida por primera vez por América del Norte (1.493 TWh). El salto más impresionante se produjo en América del Sur, donde la generación de energía renovable aumentó casi un 12% hasta los 940 TWh, debido a la recuperación de la energía hidroeléctrica y a un mayor papel de la energía solar.

Con un modesto crecimiento del 3,5%, África aumentó su generación de energía renovable a 205 TWh en 2022, a pesar del tremendo potencial del continente y la inmensa necesidad de un crecimiento rápido y sostenible. Reconociendo la urgente necesidad de apoyo y financiación, IRENA está impulsando la iniciativa de la Asociación Acelerada para las Energías Renovables en África (APRA) y está preparando un foro de inversión centrado en los países miembros de la APRA a finales de este año.

Lea las  Estadísticas de Energía Renovable 2024 completas , incluidos los aspectos más destacados,  aquí .

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El sistema energético de bajas emisiones de carbono del futuro necesita flexibilidad en su base

Albert Moser, profesor del Instituto de Equipos y Redes de Alta Tensión, Digitalización y Economía Energética de la Universidad RWTH de Aquisgrán, Jochen Kreusel, director global de Innovación de Mercado de Hitachi Energy, y Alexandre Oudalov, gerente de Sistemas de Energía del Futuro de Hitachi Energy, exploran el tema esencial de los sistemas de energía.

“Flexibilidad” es una palabra recurrente en las conversaciones sobre el futuro del sistema energético. Pero ¿A qué hace referencia? ¿Por qué es crucial en la transición hacia una economía con pocas emisiones de carbono y qué desafíos plantea? Este artículo explora la definición de este concepto y explica cómo las herramientas de flexibilidad están dando forma a un sistema eléctrico neutro en carbono.

Hitachi Energy ha realizado estudios exhaustivos sobre la definición exacta de flexibilidad del sistema eléctrico y ha sido importante conocer cuántas interpretaciones diferentes existen. Se ha conceptualizado como la capacidad de los sistemas de energía para hacer frente a la variabilidad y la incertidumbre en todo momento.

Un sistema eléctrico flexible es clave para gestionar las operaciones en condiciones normales y en momentos de alta probabilidad de perturbaciones, garantizando siempre un suministro lo suficientemente seguro. Las soluciones de flexibilidad pueden responder en cualquier período de tiempo, desde milisegundos hasta años, y abarcan la estabilidad, confiabilidad y adecuación del sistema eléctrico (ver figura 1).

Figura 1. Flexibilidad y otros requisitos operativos de los sistemas eléctricos modernos.

El futuro sistema eléctrico deberá adaptarse rápidamente a cualquier cambio operativo, ya sea el corte no-planificado de una central eléctrica grande o un gran aumento o disminución en la producción de energía renovable clima dependiente. Más allá de que el evento ocurra repentinamente por solo unos minutos o dure semanas durante períodos de alta demanda; el objetivo siempre debe ser una resolución al menor costo y con un impacto mínimo para los consumidores.

Medición de la flexibilidad

Dado que la flexibilidad está cobrando tanta relevancia, ¿cómo puede ser medida para identificar posibles deficiencias y anticipar futuras necesidades? Hitachi Energy plantea que la medida más sencilla para cuantificar qué tan flexible es un sistema eléctrico radica en determinar con qué eficacia puede restablecer el equilibrio entre oferta y demanda después de cualquier cambio.

¿Con qué rapidez puede aumentar o disminuir la capacidad flexible del sistema en momentos de escasez o sobreproducción de suministro de energías renovables? También es importante evaluar si el sistema puede abordar rápida y económicamente situaciones de desequilibrio entre la oferta y la demanda de corta y de larga duración, y si pudiera, en una situación extrema, satisfacer el pico más alto de demanda.

Flexibilidad en la historia

Aunque las discusiones actuales pueden llevar a pensar que sí, la flexibilidad dentro del sistema eléctrico no es algo nuevo.

En el pasado -y hasta cierto punto, todavía nos beneficiamos de ello en nuestro sistema energético- la flexibilidad ha sido proporcionada por las grandes centrales eléctricas que podían aumentar o remover suministro de electricidad a partir de la cantidad de quema de combustible, principalmente gas natural o carbón.

Incluso en un sistema eléctrico muy grande como el de Europa continental, estos equivalían únicamente a cientos de proveedores cuyos servicios eran relativamente de fácil acceso en medio de patrones de demanda de electricidad predecibles y estables. Esto significó que la electricidad era comprada precisamente de acuerdo con las necesidades de demanda previstas; los precios negativos debido al exceso de oferta, que se presenta cada vez más en la actualidad, eran inauditos. En este sistema, la flexibilidad era, más bien, un subproducto de una máquina de producción de energía centralizada y altamente distribuible.

El impacto del clima

La flexibilidad se está convirtiendo ahora en el centro del sistema energético proactivo necesario en una economía neutra en emisiones de Carbono. Además del impacto de la carga residual, la creciente dependencia a la producción de energía renovable ha generado una dependencia directa de las condiciones climáticas. Los días de clima tranquilo pueden tener un gran impacto en las necesidades de equilibrio de la red, así como un período de clima más soleado de lo esperado.

Los patrones climáticos regionales plantean desafíos únicos para los mercados de electricidad en varias partes del mundo. Por ejemplo, en Oriente Medio, las tormentas de arena pueden alterar gravemente la producción de energía solar fotovoltaica (PV) durante periodos prolongados de varios días. De manera similar, Europa experimenta el ‘Dunkelflaute’, un fenómeno que se caracteriza por los reducidos niveles de luz y viento que ralentizan la producción de energía renovable, y que ocurre durante los meses de invierno de alta demanda. Además, en algunos países asiáticos, los monzones con su densa cobertura de nubes pueden provocar interrupciones prolongadas en la producción de energía solar fotovoltaica.

Al mismo tiempo, las condiciones climáticas en otras regiones podrían provocar un exceso de oferta de energía renovable, superando la demanda real. Este exceso puede conducir potencialmente a una reducción significativa de la electricidad verde, un fenómeno que no encaja bien con los esfuerzos globales para alcanzar los objetivos de cero emisiones netas. La reducción es mayor en los sistemas energéticos donde las medidas de flexibilidad son limitadas o inexistentes y, a medida que la capacidad de energía renovable aumenta en todo el mundo, las herramientas de flexibilidad serán cada vez más importantes para evitar que se corten valiosos electrones verdes.

En países como Japón e Irlanda y en el estado estadounidense de California, se ha observado una fuerte correlación entre la creciente proporción de fuentes variables de energía renovable (VRES) y su reducción.

Las cuatro dimensiones de la flexibilidad

Hitachi Energy ha identificado cuatro dimensiones que consideran son las más cruciales para hacer frente a la creciente variabilidad e incertidumbre que trae consigo un futuro sistema energético neutro en carbono: 1) flexibilidad del lado de la oferta, 2) flexibilidad del lado de la demanda, 3) almacenamiento de energía y 4) redes activas de transmisión y distribución. Las tecnologías digitales desempeñan un papel fundamental a la hora de mejorar la flexibilidad de los sistemas energéticos, actuando como catalizador para garantizar una contribución óptima de las cuatro áreas, además de facilitar escalas de tiempo y ubicación, aprovechar los recursos conectados maximizando la eficiencia y adaptabilidad.

Es importante subrayar la creciente necesidad de abordar la variabilidad y la incertidumbre en los sistemas energéticos futuros. Esta necesidad es impulsada por la transición energética en curso hacia la descarbonización de la generación de energía mediante la integración de fuentes renovables más clima-dependientes. Es necesario aprovechar las herramientas existentes y emergentes para lograr flexibilidad y abordar la creciente variabilidad de la oferta y la demanda energética.

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IPSE energizó a más de 8.800 hogares durante el primer semestre de 2024

El Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE), bajo el liderazgo del Ministerio de Minas y Energía, entregó un balance positivo del primer semestre de 2024, destacando el impacto significativo de la ejecución e implementación de proyectos energéticos y la estrategia de Comunidades Energéticas que, a la fecha, ha transformado la vida de 8.872 familias con el acceso continuo a la energía eléctrica.

«Los resultados de este semestre son un testimonio del poder transformador de la energía. No solo hemos llevado electricidad a los hogares, sino que estamos impulsado el desarrollo y la esperanza en comunidades que antes vivían en la oscuridad. Ahora podemos ver los frutos de este esfuerzo conjunto que nos permite llegar a las Zonas No Interconectadas del país con proyectos de alta tecnología e innovación como las centrales de generación híbrida, centrales agrovoltaicas y la instalación de soluciones individuales fotovoltaicas que generan un impacto real y duradero en estas familias”, aseguró Danny Ramírez, director del IPSE.

Entre los proyectos más destacados, se encuentra la central de generación híbrida en Miraflores, Guaviare, que con sus 1323 paneles solares y una potencia de 701KWp, proporciona energía 24/7 a 710 familias.

También, en el corregimiento de Puerto Cachicamo, en San José del Guaviare, el sistema híbrido compuesto por 266 paneles solares, 48 baterías y un grupo electrógeno diésel de respaldo garantiza el suministro a cerca de 100 hogares, brindando estabilidad y seguridad a una comunidad que antes vivía en con horas reducidas del servicio.

Otro avance significativo se ha logrado en Casuarito, corregimiento de Puerto Carreño, Vichada, donde la instalación de 810 paneles solares, con una capacidad total de 372,6 KWp, beneficia a 239 familias. A esto se suma que las comunidades indígenas de Chatare, Carpintero y Venado, en Guainía, han sido beneficiadas con centrales agrovoltaicas que, gracias a las estructuras elevadas, permiten la generación de energía 24/7 y ofrecen espacios para desarrollar actividades productivas, beneficiando a 540 grupos familiares con el desarrollo económico sostenible y respetuoso con el medio ambiente.

Además, el IPSE ha entregado soluciones fotovoltaicas individuales que aseguran que las poblaciones en ubicaciones geográficas dispersas tengan acceso a la energía, beneficiando a 7.283 familias. Entre las zonas favorecidas están Inírida, Barrancominas en Guainía; Pailitas, Cesar; Albania, Barrancas, Hato Nuevo, Maicao, Manaure; Riohacha, VillaNueva en La Guajira; Arauca, Arauquita, Puerto Rondón en Arauca; San Vicente del Caguán, Miraflores en Caquetá; San José del Guaviare, Guaviare; La Primavera, Vichada; Frontino, Urrao en Antioquia; Ipiales, Rosario en Nariño y Puerto Asís, Puerto Leguizamo, San Francisco en Putumayo.

La inversión total entre los proyectos de Centrales Híbridas, Agrovoltaicas y Soluciones Fotovoltaicas Individuales, ha superado los $190 mil millones, reflejando el compromiso con la transformación y el desarrollo de las Zonas No Interconectadas del país. El IPSE continuará su misión de llevar la Energía del Cambio a todos los rincones de Colombia, cruzando cielo, tierra y mar para que cada habitante pueda gozar de este derecho fundamental.

 

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Por decisión oficial 1,7 millones de hogares vulnerables podrían quedarse sin subsidio de luz y gas a partir del 5 de agosto

El gobierno de Javier Milei decidió que a partir del 5 de agosto todos los usuarios de gas natural y electricidad a los que se les otorgó el subsidio de oficio sin que lo pidieran perderán ese beneficio si no se inscriben voluntariamente en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE). Si en los próximos días no se da marcha atrás con esa decisión, se estima que 1,7 millones de hogares muy vulnerables podrían empezar a pagar las tarifas al mismo valor que los sectores de altos ingresos.

El plazo figura en el artículo 8 de la resolución 90/2024 de la Secretaría de Energía, ´fechada el pasado 4 de junio. La norma establece que todos los usuarios que fueron catalogados como Nivel 2 por la Disposición 3/2022 y la resolución 631/2022 sin haberse inscripto en el RASE tienen 60 días corridos para anotarse de modo voluntario. “Cumplido ese plazo, quedarán sin efecto las incorporaciones dispuestas por las normas mencionadas y el beneficio caducará respecto de los usuarios que no hubieren completado la presentación individual”, remarca el texto.

Lo riesgoso en términos políticos para el gobierno es que esta decisión, que tendrá un fuerte impacto social, no está acompañada prácticamente por ninguna campaña de comunicación nacional destinada a que esos usuarios se inscriban cuanto antes en el RASE. Solo algunas provincias empezaron a advertirle a los usuarios sobre el riesgo que corren. En este contexto, es probable que en los próximos días se extienda esa fecha límite. Fuentes oficiales aseguraron a EconoJournal que se está evaluando esa opción.

El gobierno bonaerense envío un mensaje a los usuarios de luz y gas solicitando que se anoten en el RASE.

¿Quiénes son los afectados?

Cuando el gobierno de Alberto Fernández puso en marcha la segmentación tarifaria informó que todos aquellos usuarios que no se anotaran en el RASE iban a perder el subsidio. Si bien en ese momento una fuerte campaña de difusión para solicitar que todos los que calificaran para el subsidio se inscriban, rápidamente quedó en evidencia que los que no se anotaban no eran solo los sectores de ingresos altos que no calificaban para el beneficio sino los de ingresos muy bajos que por desconocimiento o falta de herramientas tampoco lo estaban haciendo. 

En ese momento se evaluaron distintas alternativas para incluirlos y finalmente se llegó a la conclusión que lo mejor era catalogar de oficio como N2 a todos los que venían recibiendo la tarifa social de electricidad y gas natural y no se habían anotado al RASE. Cecilia Garibotti, ex subsecretaria de Planeamiento Energético del gobierno anterior, señaló a EconoJournal que cerca del 15% de los beneficiarios de las distintas tarifas sociales, ya sean nacionales o provinciales, no se habían inscripto al RASE en ese momento, y se decidió sumarlos. El registro es dinámico. Todos los meses se chequea qué medidores están en el registro de las distintas tarifas sociales y se les ordena a las distribuidoras facturarles a esos usuarios como N2, aunque no estén en el RASE.  

En diálogo con EconoJournal, Garibotti detalló cómo fue ese proceso que llevó a la incorporación al régimen de subsidios de cientos de miles de usuarios de bajos recursos que no se habían anotado al RASE y que hubieran empezado a abonar tarifa plena si el Estado Nacional no intervenía de alguna forma. Las dificultades que enfrentaron en ese momento sirven para anticiparse a lo que puede pasar si finalmente el 5 de agosto el gobierno deja sin subsidio a esos hogares.  

–¿Cuántos usuarios pueden perder el subsidio si el gobierno de Milei le quita ese beneficio a los que no se anotaron en el RASE, pero el gobierno anterior igual les asignó la categoría N2?

–La primera versión que dio el gobierno actual fue que eran 1,2 millones de usuarios y más tarde hablaron de 1,7 millones. No sé cuál es el número exacto porque aumentó mucho la pobreza. Por lo tanto, aumentaron los beneficiarios de la tarifa social y aumentaron también los beneficiarios de la tarifa social de las provincias.  

–¿Todos los usuarios que reciben tarifa social perciben automáticamente el subsidio que otorga nación por ser N2?

–Sí, por aplicación de la disposición 3/2022, todos los meses desde septiembre del 2022 los beneficiarios de la tarifa social reciben también el subsidio de N2. El decreto 332/2022 dice en su artículo 7 que los beneficiarios de programas sociales nacionales, como Asignación Universal por Hijo, Progresar, Potenciar Trabajo y otros similares, podrán ser incluidos en el padrón de beneficiarios de la Subsecretaría de Planeamiento Energético en el Nivel 2, correspondiente a menores ingresos. En el gobierno dicen ahora que recién se dan cuenta de que los beneficiarios de la tarifa social reciben el subsidio como N2, pero todos los casos están contemplados en una serie de normas publicadas en el Boletín Oficial, y en los cruces que ellos mismos hacen de forma mensual desde diciembre.

Cecilia Garibotti, ex subsecretaria de Planeamiento Energético.

–¿Cómo hicieron para incluir dentro de la categoría N2 a los beneficiarios de todos esos planes si no se habían anotado en el RASE?

–Cuando nosotros quisimos aplicar el artículo 7 nos surgió el siguiente problema: sabíamos que teníamos beneficiarios de la AUH que no se habían anotado en el RASE y que realmente necesitaban el subsidio, pero el problema para incorporarlos era que no sabíamos dónde vivían, ni su medidor. No puedo incorporar a alguien solo por tener AUH porque a la distribuidora lo que le tengo que decir es que a X medidor le facture como usuario Nivel 2, pero no sé dónde vive el beneficiario de la AUH. Ahora bien, nosotros sabíamos que muchos beneficiarios de la AUH y otros planes similares tenían tarifa social y esa tarifa social tiene sus propios medios de control. Entonces decidimos considerar N2 a todos los beneficiarios de las distintas tarifas sociales.

–¿Por qué?

–Porque las condiciones que fijan las provincias para incorporar usuarios en la tarifa social son más exigentes que la condición que habíamos fijado nosotros para considerarlos N2 y otorgarles el subsidio nacional.

–¿La tarifa social la otorgan las provincias?

–La tarifa social eléctrica se otorgaba a nivel nacional hasta el Pacto Fiscal de 2018 y a partir de ese Pacto Fiscal la empezaron a otorgar las provincias y en el caso de las distribuidoras reguladas a través del ENRE el beneficio lo otorga el Estado Nacional. En el gas, en cambio, la tarifa social es nacional.

–¿Lo que ustedes supusieron entonces es que los beneficiarios de la tarifa social eran usuarios vulnerables que en muchos casos podían estar cobrando la AUH y entonces los consideraron N2? ¿A todos los beneficiarios de la tarifa social o solo a algunos?

–Lo que hicimos fue publicar la resolución 631/2022 diciendo que la tarifa social es similar a los otros planes que figuran en el decreto de la segmentación. Ahí figura la justificación de por qué se toma la tarifa social. Además, la disposición 3/2022 establece que en el corte mensual se revisen e incorporen a los beneficiarios de la tarifa social aún si no se inscribieron en el RASE. No es que nosotros lo hicimos una vez y el gobierno recién ahora lo va a revisar. Todos los meses se actualizan los registros de tarifa social de Enargas, ENRE y de las provincias.

 –¿A todos los que cobraban tarifa social y no se habían inscripto en el RASE los incorporaron ustedes de oficio?

–No se incorporó a nadie al RASE de ese modo. Lo que se hizo fue extender el beneficio N2 a los usuarios con tarifa social. Todos los meses las distribuidoras nos enviaban su padrón de usuarios, entonces la Secretaría se encargaba de matchear ese listado con los que se anotaron en el RASE y se les informaba a las distribuidoras a qué usuarios les tenían que cobrar como N2. A las personas que tenían tarifa social y no se habían inscripto en el RASE también les asignamos la categoría N2 de la segmentación, pero nunca entraron al RASE que es un registro de beneficiarios del subsidio. No se puede sumar al RASE a una persona que no se anotó. 

–¿Todos los que integran el RASE son los que se inscribieron voluntariamente?

–Sí.

–¿Y cómo hacían con los beneficiarios de la tarifa social que ya se habían anotado en el RASE?

–Muchas provincias nos pedían los datos de las personas que se anotaron en el RASE para poder fijarse si ya eran beneficiarios de la tarifa social. Nosotros nos negamos a pasarles esa información porque eran datos privados de la gente que se había anotado en el RASE. Entonces lo que hicimos fue pedirles el padrón de beneficiarios de la tarifa social y marcarles qué medidores figuraban en el RASE. Por descarte, los usuarios que no se habían inscripto al RASE tenían asignada la categoría N2 por la otra disposición.

-¿Y cuántos de los beneficiarios de la tarifa social no estaban en el RASE?

-Eran cerca del 15%.

-La inmensa mayoría había ido a anotarse al RASE.

-Sí, la gran mayoría se había anotado. En el impenetrable chaqueño, por ejemplo, no se habían anotado, pero no había oficina de Anses, es un lugar con menor conectividad y no habíamos realizado un operativo específico ahí para intentar sumarlos.

–¿Todo el intercambio con las provincias se dio para definir solo el subsidio nacional a la electricidad?

–Sí, en el caso del gas la tarifa social es nacional y teníamos esos datos.

–¿Cuántos eran los que recibían el subsidio de N2 durante su gobierno pese a no estar en el RASE?

–No sé el número exacto porque muchos estaban incluidos por estar en el Registro Nacional de Barrios Populares (Renabap). Son 6467 barrios populares. La mayoría de la gente que no estaba anotada en el RASE eran de los barrios Renabap.

–¿No todos los que estaban en los barrios Renabap tenían tarifa social?

–No necesariamente porque ni siquiera tenían medidores. Muchos tienen medidores colectivos.

–¿Entonces cuando las provincias les pasaban el listado de medidores con tarifa social, ustedes les indicaban que les cobren como N2 y si los medidores de barrios Renabap no estaban en el registro de la tarifa social también ordenaban que se los considere como N2?

–Sí, a los barrios Renabap se los consideraba N2.

–El gobierno ahora informó que todos aquellos usuarios que recibieron el subsidio N2, pero no se anotaron al RASE deben hacerlo porque sino van a perder el beneficio. Ahora bien, ¿si lo pierden lo podrían recuperar apenas se anoten en el RASE?

–Actualmente, sí, deberían poder anotarse en el RASE como puede hacerlo cualquier otra persona que califique para el beneficio. Vale aclarar que, desde diciembre pasado, la Secretaría de Energía viene anunciando una “canasta básica energética” que reemplazaría el sistema actual. Un decreto de fines de mayo indica que esto podría suceder el 30 de noviembre de este año o el 1 de junio del próximo año. Hasta ahora, no se sabe cómo sería. Mientras tanto, el registro sigue vigente.

–En su momento ustedes hicieron lo posible para que todos los que calificaban para el subsidio pudieran anotarse en el RASE, el plazo para hacerlo fue mayor que el otorgado ahora, y aún así cerca del 15% de los beneficiarios de la tarifa social nunca lo hicieron, ¿cree que ahora puede llegar a ser diferente?

–Hicimos lo posible y entiendo que este gobierno, desde diciembre, también. Creo que es muy posible que aumenten los inscriptos por el aumento en los niveles de pobreza y la baja certidumbre sobre el precio de todos los servicios. También leí que el gobierno tiene un plan para llamar individualmente a todos los usuarios para que se anoten. Es decir, que el mismo gobierno reconoce que los beneficiarios de la tarifa Social califican para la segmentación y deberían mantener el subsidio. Por lo que entiendo que antes de cortarlo tomarán medidas para achicar ese porcentaje.

, Fernando Krakowiak

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República Dominicana premia el compromiso inversor de Ecoener por su contribución a la sostenibilidad y la economía del país

Ecoener recibió el máximo “Reconocimiento a la inversión extranjera directa en la República Dominicana”, concedido en la edición 2024 durante un evento que tuvo lugar en la sede del Banco Central del país. 

La distinción, otorgada por ProDominicana (Centro de Exportación e Inversión del gobierno de la República Dominicana), premia la trayectoria y la aportación de la compañía presidida por Luis de Valdivia, en su apuesta por ampliar sus operaciones y contribuir positivamente al desarrollo económico y social del país. Durante el evento, se puso también en valor la contribución de Ecoener a la soberanía energética del país y en la lucha contra el cambio climático. 

El presidente de la República Dominicana, Luis Abinader Corona entregó el galardón al vicepresidente ejecutivo de Ecoener, Fernando Rodríguez Alfonso.

República Dominicana ha experimentado un notable crecimiento, convirtiéndose en una economía de referencia en Latinoamérica. Su PIB ha aumentado entorno al 5% de media anual en los últimos años como destaca un reciente estudio del Fondo Monetario Internacional (FMI). 

Rodríguez Alfonso agradeció este reconocimiento y manifestó que “la economía de República Dominicana está creciendo de manera sostenida y estable. Desde Ecoener queremos contribuir a este progreso invirtiendo y haciendo crecer nuestra compañía de manera sólida, como lo está haciendo el país”. 

En el acto estuvieron también presentes el ministro de Industria, Comercio y Mypimes, Víctor Bizonó; el ministro de la Presidencia, Joel Santos; la directora ejecutiva de ProDominicana, Biviana Riveiro, o el embajador de España en la República Dominicana, Antonio Pérez-Hernández y Torra, entre otras autoridades.

Inversión de 289 millones de dólares

En este momento, el plan de inversión de Ecoener en la República Dominica alcanza los 289 millones de dólares para la puesta en marcha de 5 parques fotovoltaicos que aportarán a la empresa 279 MW de potencia instalada.

Dos de ellos, Cumayasa 1 y 2 (97 MW), se encuentran en operación desde el pasado mes de noviembre. Estas instalaciones producen el volumen de energía equivalente al consumo anual de 48.000 hogares, evitan la emisión anual de 140.000 toneladas de CO2 a la atmósfera y el consumo de 17.000 toneladas de combustibles fósiles.

Ecoener generó 300 puestos de trabajo en su construcción y la instalación de los paneles fue realizada mayoritariamente por mujeres, formadas y empleadas específicamente para ello. 

Cumayasa 1 y 2, que contó con una inversión de 100 millones de dólares, incorporan además una novedosa experiencia de agrivoltaica, en la que se combina la producción de energía solar con el pastoreo. Es un modo de implicar y favorecer la simbiosis de la compañía con la sociedad local, conjugando seguridad alimentaria y energética de manera equilibrada y respetuosa con el medio ambiente.

Tres nuevos activos en construcción

Además de las instalaciones ya operativas, Ecoener está construyendo otras tres plantas fotovoltaicas en República Dominicana. 

Por un lado, Cumayasa 4 (62 MW), ubicada en la provincia de La Romana y donde la compañía está invirtiendo más de 63 millones de dólares. 

Por otro lado, las plantas Payita 1 y 2 (60 MW cada una), localizadas en el norte del país, y en las que Ecoener realiza una inversión conjunta de 126 millones de dólares.

Estos tres activos de Ecoener poseerán una capacidad de producción anual conjunta equivalente al consumo de 93.000 hogares, evitarán el consumo de 34.000 toneladas de combustibles fósiles y la emisión de cerca de 200.000 toneladas de CO2 a la atmósfera.

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Fuerte caída de los subsidios

El Observatorio de Tarifas y Subsidios del IIEP (UBA-CONICET) ha publicado su informe mensual, que presenta un análisis exhaustivo de las tarifas de servicios públicos y subsidios en el AMBA y otras regiones de Argentina.

El Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) es un organismo de doble dependencia (UBA y CONICET) dedicado a la investigación académica de alto nivel en el área de la economía.

Según el informe que nos remite el Lic. Julián Rojo,  en julio de 2024, el gasto mensual promedio de un hogar en el AMBA para cubrir necesidades energéticas, de transporte y agua potable fue de $142.645, lo que representa un incremento del 2% respecto al mes anterior. Este aumento se debe a mayores consumos durante el invierno y a ajustes en las tarifas de energía eléctrica y gas natural a partir del 1 de junio.

Por su parte, la cobertura promedio de los costos de los servicios públicos en el AMBA se mantuvo en el 41% en julio. Esto implica que los usuarios cubren el 41% de los costos, mientras que el Estado subvenciona el 59% restante. Esta cobertura varía entre diferentes tipos de hogares y servicios, siendo dispareja en su distribución.

Reducción de Subsidios

Los principales subsidios económicos a los sectores de Agua, Energía y Transporte tuvieron en junio un crecimiento acumulado anual del 111% en comparación con el mismo período del año anterior, lo que muestra una reducción real del 44% anual en el período. Sin embargo, durante el primer semestre se agotó el crédito vigente (prorrogado del presupuesto 2023), lo que resultó en un límite a los devengamientos y pagos. En junio, se observa una caída en los gastos devengados que podría no reflejar completamente la situación debido a devengamientos pendientes por falta de crédito.

En julio, el DNU 594 amplió el crédito presupuestario para subsidios económicos por un total de $3.542.004 millones, destacándose CAMMESA, ENARSA y el FFSIT con aumentos del 129%, 114% y 94%, respectivamente. A partir de esta ampliación, en el primer semestre se ejecutó el 43% del crédito vigente para los principales rubros. Los subsidios a la Energía, que representan el 77% del total, aumentaron 107% anual nominal, pero se redujeron 46% en términos reales en el primer semestre.

En junio, el devengamiento de CAMMESA fue bajo debido a la falta de crédito, alcanzando solo $42.344 millones frente a un promedio de $525.277 millones en los tres meses anteriores, lo que representa un 6% del promedio de marzo a mayo. Es probable que los montos no devengados en junio se imputen en los meses siguientes conforme a la ampliación presupuestaria de julio.

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Las transferencias devengadas de Energía Argentina S.A. (ENARSA) acumuladas en seis meses aumentaron un 73% anual nominal, pero se redujeron un 55% en términos reales. Las transferencias a CAMMESA aumentaron un 155% nominal anual, mientras que se redujeron un 33% en términos reales. Las transferencias por el Plan Gas.Ar, que incentiva la producción de gas natural, disminuyeron un 73% anual nominal, lo que equivale a una reducción del 92% en términos reales.

El sector Transporte representó el 23% de las transferencias, con un crecimiento del 136% anual nominal, lo que equivale a una reducción del 37% en términos reales.

 La partida más relevante en este sector es el Fondo Fiduciario del Sistema de Infraestructura del Transporte (FFSIT), que creció un 162% anual nominal y se redujo un 30% en términos reales acumulados en el primer semestre de 2024. Por primera vez en el año, se registraron transferencias a Aerolíneas Argentinas por un total de $58.733 millones, con un crecimiento nominal del 161% y una caída real del 30%. Mientras tanto, AYSA devengó solo $75 millones, comparado con los $13.203 millones del mismo período del año anterior.

En los primeros seis meses de 2024, los subsidios nominales sumaron $3,8 billones, mientras que en moneda constante de junio sumaron $4,2 billones, lo que representa una reducción del 44% respecto al mismo período del año anterior. Esta variación se explica mayormente por menores transferencias reales a ENARSA y CAMMESA, que explican 21 y 13 puntos porcentuales, respectivamente, de los 44 puntos totales de reducción. Sin embargo, este análisis deberá ser revisado en función de los efectos del agotamiento del crédito presupuestario ya descrito.

Impacto en Industria y el Comercio

El informe indica que en julio de 2024, las facturas eléctricas promedio para industrias y comercios en provincias seleccionadas fueron de $261.000 y $1.1 millones respectivamente. Estas cifras reflejan un incremento significativo en comparación con febrero de 2024, debido a los ajustes tarifarios en energía.

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En el caso de la canasta de servicios públicos del AMBA representó el 15% del salario promedio registrado. El gasto en transporte, energía eléctrica y gas natural se distribuye de manera similar en esta canasta. Los aumentos tarifarios y la reducción de subsidios han incrementado la proporción del salario destinada a estos servicios.

Incrementos Desiguales

El informe señala diferencias en los incrementos tarifarios entre provincias. En Buenos Aires, los aumentos oscilaron entre el 250% y el 699% para distintos niveles de ingresos. La provincia de La Rioja registró los menores incrementos, aunque sus tarifas no han sido actualizadas recientemente, lo que podría llevar a una acumulación de deudas con CAMMESA.

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Evolución de los Subsidios

En el primer semestre de 2024, los subsidios representaron el 12,2% de los gastos primarios, una disminución de 1.5 puntos porcentuales respecto al mismo periodo en 2023. Durante este tiempo, los subsidios se otorgaron en un contexto de superávit primario, a diferencia del déficit registrado en 2023.

Tarifas de Transporte Público

El Gobierno Nacional eliminó el Fondo de Compensación al Transporte Público del Interior en febrero de 2024, lo que llevó a un aumento generalizado en las tarifas de transporte urbano a nivel federal. Las ciudades con las tarifas más altas incluyen Formosa y Rawson, mientras que el AMBA tiene la tarifa mínima más baja.

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GNL: Respaldo sindical a la planta en Río Negro

El Sindicato de Petróleo y Gas de Río Negro, Neuquén y La Pampa respaldó el proyecto de instalación de la planta de liquefacción de gas natural en las costas atlánticas de la provincia de Río Negro.

El secretario general del sindicato, Marcelo Rucci, dijo que el desarrollo de la planta de GNL en la provincia de Río Negro significa no solo la integración territorial de la Patagonia Norte, sino sobre todo “se trata de procesar los hidrocarburos en el lugar en el que se producen. Siempre terminamos enviando lo que producimos a otra provincia o al exterior y perdemos todo lo que implica darle valor agregado a los productos de nuestra región y a nuestros recursos naturales. Necesitamos que el fruto de nuestro esfuerzo se quede acá”, señaló.

Rucci explicó que un proyecto de la magnitud del que impulsan YPF y Petronas “implica no solo la creación de fuentes de trabajo para hombres y mujeres de la región, sino sobre todo, el desarrollo de infraestructura para las comunidades que viven de una industria extractiva”.

En ese contexto, el dirigente destacó las gestiones del gobernador Alberto Weretilneck para “dotar de certidumbre y estabilidad jurídica” al proyecto de GNL y al Oleoducto Vaca Muerta Sur, que YPF construye para evacuar la cuenca neuquina por Punta Colorada.

“Estas inversiones en el territorio ponen en valor nuestros recursos naturales y humanos y ayudan al desarrollo industrial de la región con un impacto mínimo respecto a otras alternativas que se encuentran congestionadas en su logística”, concluyó el titular del sindicato de Petroleros Privados.

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Oiltanking Ebytem anunció a Guillermo Blanco como su nuevo vicepresidente

Oiltanking Ebytem – la compañía operadora de la terminal de exportación de Puerto Rosales, en Bahía Blanca- designó a Guillermo Blanco como nuevo vicepresidente.

Blanco sucederá a Rolando Balsamello, quien continuará sus labores en la empresa como Senior Advisor para el proyecto de ampliación de la terminal de Puerto Rosales. 

Trayectoria 

Blanco cuenta con una vasta experiencia en la industria. Estudió en la Universidad de Buenos Aires, donde se graduó de Ingeniero Naval con Diploma de Honor. Además, posee una maestría en Administración Estratégica, de la Universidad de Belgrano. A su vez, recientemente ocupó el cargo de vicepresidente para América Central en OTAmérica.

Desde la compañía destacaron: «Estamos seguros de que, bajo el liderazgo de Guillermo Blanco, OTE Argentina continuará fortaleciendo su posición en el mercado y alcanzando nuevos logros». 

También, agradecieron la labor de Balsamello: «Su gran dedicación y su trabajo incansable han sido fundamentales para nuestra empresa». 

Ampliación de la terminal 

Desde la compañía se encuentran trabajando en la fase 1 del proyecto de ampliación de la terminal de Puerto Rosales, que tiene como objetivo incrementar la capacidad de transporte para impulsar el desarrollo de Vaca Muerta. Estiman que la expansión estará lista para octubre y noviembre de este año. La iniciativa contempla una inversión de 500 millones de dólares.

, Redaccion EconoJournal

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Un nuevo consorcio petrolero desembarca como operador de un yacimiento de gas de Río Negro

Un nuevo consorcio petrolero liderado por la operadora Quintana Energy y TSB presentó la propuesta económica más competitiva para adquirir el yacimiento Estación Fernández Oro (EFO), un reservorio de tight gas que a mediados de la década pasada fue uno de los grandes campos gasíferos de YPF. Al igual que las operaciones que involucran a Pecom y a Petróleos Sudamericanos en Chubut, Neuquén y Río Negro, que fueron publicadas esta semana por EconoJournal, la transacción que involucra a EFO se encuadra bajo el paraguas del Proyecto Andes, la iniciativa que la petrolera que preside Horacio Marín puso en marcha para desprenderse de 55 campos maduros en todo el país.

Quintana Energy es una petrolera independiente con más de 30 años de presencia en Santa Cruz que en 2021 fue adquirida por un grupo de ingenieros en petróleo del ITBA con vasta trayectoria en la industria hidrocarburífera liderado por Carlos Gilardone. La compañía participó en 2022 de un proceso de salida de un campo convencional de YPF cuando adquirió el yacimiento San Sebastian en Chile, ubicado en la Isla de Tierra del Fuego cerca de Punta Arenas. El otro miembro del consorcio es TSB, una de las principales empresas de servicios petroleros de la cuenca Neuquina, propiedad del empresario Claudio Urcera.

La Estación Fernández Oro se encuentra en zona de chacras, al sur de la Ruta 22.

EFO, un bloque que está emplazado en el ejido municipal de Allen, una localidad frutícula lindera a la provincia de Neuquén, produce hoy unos 900.000 metros cúbicos diarios (m3/d) de gas y 230 metros cúbicos (m3/d) de petróleo, según datos de mayo de la Secretaría de Energía.

La Unión Transitoria de Empresas (UTE) entre Quintana Energy y TSB se sustenta en una sinergia natural entre ambas organizaciones. Gilardone es un técnico con conocimiento del subsuelo y junto con Carlos Canel, otro ingeniero histórico de la industria de Oil&Gas, fundó FDC, probablemente la principal consultora argentina en materia de estudios y proyectos de ingeniería de producción, reservorios y geología de yacimientos petroleros. FDC, a su vez, asesora a varias de las principales empresas productoras de hidrocarburos del país. Por caso, en 2012 colaboró con la YPF que presidía Miguel Galuccio en la negociación para que Dow y Chevron ingresen a las áreas El Orejano y Loma Campana, los dos primeros desarrollos de la petrolera en Vaca Muerta.

Quintana Energy es una petrolera independiente con actividad en Santa Cruz y en el sur de Chile.

Urcera, por su caso, es un empresario de bajísimo perfil público que lidera un grupo que ofrece distintos servicios dentro de la industria petrolera. Su buque insignia es TSB, una empresa que a fines de los ’90 empezó a ofrecer servicios de Oil&Gas y ahora apuesta a ser un jugador relevante en el mapa de las grandes empresas productoras de hidrocarburos del país.

Renegociación

Fuentes privadas indicaron a EconoJournal que representantes de la nueva UTE visitaron en los últimos días las instalaciones de EFO para verificar el estado de las instalaciones. El cierre de la operación, sin embargo, podría demorarse porque el traspaso incluye como condición sine qua non que la gobernación de Río Negro, que encabeza Alberto Weretilneck, autorice la extensión de la concesión de explotación de Fernández Oro por otros 10 años, dado que el contrato vigente expira en 2026.

La secretaria de Energía provincial, Andrea Confini, impulsó un proyecto de Ley para ordenar la renegociación de las concesiones petroleras que vencen en los próximos años, por lo que la UTE Quintana-TSB deberá transitar ese proceso antes de concretar el pago a YPF por la cesión del yacimiento rionegrino.

Mendoza

A su vez, el consorcio presentó también la oferta más competitiva para quedarse con el clúster Mendoza Sur, que agrupa a seis áreas hidrocarburíferas en esa provincia entre las que se destaca El Portón, un campo maduro que en el pasado aportó una importante producción de gas para YPF, pero que para extender su vida útil requiere de un fuerte replanteo operativo para reducir los costos de extracción, dado que en los últimos años YPF perdió dinero por la falta de eficiencia en esos bloques.

Al igual que en Río Negro, la UTE deberá negociar la extensión de las concesiones por otros 10 años con la gobernación que lidera Alfredo Cornejo antes de cerrar la operación con YPF.

, Redaccion EconoJournal

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Total Austral y BP Exploration devuelven otras dos áreas offshore de la costa bonaerense

El Gobierno autorizó a Total Austral y BP Exploration a revertir sus áreas CAN 111 y CAN 113 y transferirlas nuevamente al Estado Nacional, luego de un pago superior a los US$ 13 millones. Así, tras los malos resultados del pozo Argerich, otros dos jugadores importantes de la industria, consiguen el permiso para devolver sus bloques en el Mar Argentino.

Con el retorno al Estado nacional, la secretaría de Energía oficializa la salida de la británica BP del offshore argentino y la reducción de la presencia de Total en la exploración.

Los bloques en cuestión fueron entregados en 2019 y en 2022, tras la pandemia, se aprobó una extensión de dos años en el plazo del período exploratorio. Sin embargo, un año después, en agosto de 2023, ambas compañías decidieron iniciar el proceso para renunciar al permiso de exploración.

La medida fue dispuesta mediante la resolución 159 del Ministerio de Economía publicada en el Boletín Oficial, en la que se declara “la extinción de los permisos de exploración de hidrocarburos” sobre las áreas CAN111 y CAN113, ubicadas en el ámbito costa afuera nacional.

Voceros de la compañía calificaron la decisión de “puramente técnica y muy anterior a conocerse a los resultados del Pozo Argerich”, que se concreta conocer luego de que ambas compañías no hicieran uso de la posibilidad de solicitar una prórroga a los permisos por otros dos años, tal como lo habían obtenido en 2022.

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Se realizó una reunión informativa sobre un proyecto minero para la comunidad Kolla de Salar de Pocitos

Mediante acciones en territorio de agentes de la Secretaría de Asuntos Indígenas y del Ministerio de Desarrollo Social continúan realizando tareas de acompañamiento a representantes originarios y a sus comunidades.

En este sentido participaron en la primera jornada de un proceso de información llevado a cabo en la Comunidad Kolla de Salar de Pocitos, durante la exposición llevada a cabo del proyecto minero denominado Salar de Rincón, de la empresa Río Tinto.

Con el objetivo de promocionar el diálogo intercultural, y en un marco de respeto a las idiosincrasias de los pueblos originarios, los referentes fueron informados de manera introductoria acerca del proyecto minero y el emplazamiento de obras, que constan de la construcción de una línea eléctrica de media tensión y un campamento minero.

Se prevé que en las próximas jornadas se profundice sobre los temas expuestos que se desarrollan de manera cercana a la comunidad, y que a la vez se realizarán en las otras Comunidades originarias de la zona de influencia del Proyecto.

Los referentes presentes expresaron la necesidad de contar con más información y profundizar en estos espacios de diálogo; además de realizar nuevos encuentros para continuar analizando los temas abordados. Por su parte, los referentes de la empresa participante reafirmaron su compromiso de mantener una relación fluida para continuar brindando información.

El abordaje realizado bajo la modalidad de acompañamiento territorial, se enmarca en las directivas del ministro Mario Mimessi, para dar respuesta en territorio a los requerimientos de las comunidades originarias. De esta forma el Gobierno Provincial, avanza en cumplimiento del respeto y efectivo ejercicio de los derechos de los pueblos originarios.

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Una empresa del CONICET y de YPF desarrolla dispositivos que purifican el aire atmosférico en base a microalgas

Dispositivos que capturan dióxido de carbono (CO2) atmosférico eficientemente y lo transforman en oxígeno (O2) para purificar el aire están siendo desarrollados por especialistas del CONICET e Y-TEC, una empresa I+D de energía del CONICET y de YPF. Se llaman Y-ALGAE y ya están instaladas y en funcionamiento dos unidades, una en una estación de servicio del barrio de Belgrano, en la ciudad Buenos Aires, y otra en un complejo industrial en la Provincia de Buenos Aires.

“Los dispositivos Y-ALGAE representan un avance tecnológico destinado a contribuir a la descarbonización en entornos urbanos e industriales”, afirma Leonardo Curatti, investigador del CONICET en el Instituto de Investigaciones en Biodiversidad y Biotecnología (INBIOTEC-CONICET). Y continúa: “No debe entenderse esta tecnología como un reemplazo a la forestación. Más bien debe entenderse como una alternativa complementaria para contribuir a la captura de CO2 en entornos urbanos y/o industriales donde la forestación ya no es posible y/o conveniente, y/o cuando se busquen resultados más inmediatos”.

Y-ALGAE es una unidad de fotobiorreactores del tipo panel plano optimizado para el cultivo de microalgas, especialmente seleccionadas, a una alta densidad. “A través del proceso fotosintético, estas microalgas utilizan la luz natural o artificial para capturar dióxido de carbono del aire y almacenarlo en su biomasa. Al mismo tiempo, liberan cantidades proporcionales de oxígeno a la atmósfera”, explica María Elena Oneto, líder de la Misión Ambiente de Y-TEC.

Sara Medina, líder técnica del proyecto Y-ALGAE y tecnóloga de la Misión Ambiente de Y-TEC, indica que la biomasa algal producida dentro del dispositivo “tiene características que la hacen potencialmente útil como fertilizante y como suplemento nutricional para alimentos en acuicultura y otras industrias relacionadas con la alimentación”.

La historia del proyecto

El origen de este proyecto se remonta al año 2009 donde el equipo de investigación de Biotecnología Algal del instituto INBIOTEC-CONICET comenzó a realizar la prospección y aislamiento de microalgas nativas en Provincia de Buenos Aires. Y en 2019, Y-TEC decidió asociarse con el centro de investigación para comenzar el proyecto Y-ALGAE debido a su amplia trayectoria y reconocimiento nacional e internacional por sus estudios ciencia básica y aplicada en Biotecnología algal.

A partir de 2009, el equipo liderado por Curatti realizó la búsqueda de una cepa que pudiera tener las características puntuales que requería el desarrollo de Y-ALGAE. Estudiaron a distinto nivel de detalle alrededor de 70 aislados de microalgas nativas teniendo en cuenta su velocidad de crecimiento, tasa de captura de CO2, propiedades de la biomasa, facilidad de colecta de la misma, y resistencia a la contaminación con otros microorganismos. “Finalmente pudimos seleccionar una cepa en particular que posee una versatilidad muy alta con respecto a la temperatura de crecimiento y gran capacidad de crecimiento en distintas calidades de agua (de lluvia, red potable, y otras). Por otro lado, produce hormonas naturales que favorecen el crecimiento vegetal pudiendo utilizarse el producto como biofertilizante en diferentes tipos de plantas. Y desde 2019 con Y-TEC trabajamos en el diseño, construcción, puesta punto e instalación de los equipos”, explica el investigador del CONICET y doctor en Biología.

Para Oneto, el diseño e implementación de Y-ALGAE “representa otro caso exitoso más para materializar el potencial de sinergismos entre el sistema de Ciencia y Técnica Nacional y las empresas privadas y/o público-privadas, para acercar innovaciones tecnológicas de impacto a los sectores socio-productivos”.

En la etapa actual se persiguen objetivos a mediano plazo para ampliar la gama de diseños de unidades Y-ALGAE para favorecer su comercialización y distribución, así como también continuar desarrollando la tecnología y brindando alternativas de usos de la biomasa algal producida. “Estamos trabajando en la transferencia y escalado. El objetivo es contar con una plataforma de venta que permita masificar la tecnología”, puntualiza Oneto. Y concluye: “Esta colaboración entre Y-TEC e investigadores, becarios y personal de apoyo del CONICET ha permitido fomentar de manera notable la capacidad emprendedora, para allanar el camino desde el descubrimiento a la aplicación”.

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Aconcagua Energía aumenta su producción de hidrocarburos en un 38%

Aconcagua Energía ha presentado los resultados preliminares de su desempeño en el primer semestre de 2024, revelando un aumento del 38% en la producción de hidrocarburos. La petrolera proyecta un crecimiento del 36% en ventas y un 15% en inversiones para el año. La empresa realizó un “credit update” de cara a una nueva emisión de Obligaciones Negociables (ON), con el objetivo de financiar su plan de consolidación y crecimiento. Durante la presentación, moderada por el Banco de Servicios y Transacciones (BST), se destacó la mejora en la rentabilidad esperada gracias a eficiencias operativas implementadas este año.

Pablo Calderone, gerente de Relación con Inversores, indicó que la empresa ha recibido un gran interés por parte de actores del mercado local y espera un fuerte acompañamiento en la nueva emisión. En abril, la calificadora de riesgo Fix SCR mejoró la calificación crediticia de Aconcagua Energía a A+ (estable). La compañía anticipa un EBITDA ajustado superior a los 60 millones de dólares para fin de año. Además, junto con Vista Energy, Aconcagua está en proceso de extender concesiones en Río Negro y Neuquén, asegurando el desarrollo de recursos hidrocarburíferos por 10 años más.

La producción operada durante el primer semestre de 2024 alcanzó los 13.600 barriles equivalentes de petróleo diarios, con una participación de Aconcagua de 8.400 barriles diarios, más del doble que el mismo periodo de 2023. El precio promedio de venta de crudo fue de 68,3 dólares por barril, y el costo de extracción promedio se redujo un 5% a 21 dólares por barril. Las ventas anuales superaron los 156 millones de dólares, triplicando las del año anterior, y el EBITDA ajustado fue de 54,4 millones de dólares, 3,3 veces superior al año anterior, reflejando la expansión del margen gracias a las eficiencias operativas alcanzadas.

Las inversiones alcanzaron los 130,1 millones de dólares, resultado de la adquisición de áreas convencionales en Río Negro mediante un acuerdo con Vista Energy. Aconcagua Energía mantiene un perfil de deuda saludable con un ratio de apalancamiento neto de 2,7 veces Deuda Neta/EBITDA. La empresa espera consolidar sus niveles de producción en el segundo semestre de 2024, con una gestión estricta y optimización en el OPEX, proyectando un crecimiento interanual del 19% en producción y una mejora del 30% en el EBITDA.

La estrategia de Aconcagua Energía no solo se enfoca en incrementar la producción, sino también en optimizar costos y mejorar la rentabilidad. La implementación de eficiencias operativas ha permitido reducir el costo de extracción, lo que se traduce en una mayor rentabilidad por cada dólar invertido. Esta metodología ha sido clave para alcanzar los resultados positivos presentados, y la empresa planea seguir profundizando estas prácticas para mantener su competitividad en el mercado. La reciente mejora en la calificación crediticia por parte de Fix SCR refuerza la confianza en la solidez financiera de la empresa y en su capacidad para cumplir con sus obligaciones financieras.

Además, la asociación estratégica con Vista Energy y la extensión de concesiones en Río Negro y Neuquén son pasos cruciales para asegurar la continuidad y expansión de las operaciones de Aconcagua Energía. Estos acuerdos no solo garantizan la explotación de recursos hidrocarburíferos por la próxima década, sino que también potencian el desarrollo de nuevos proyectos y la valorización de activos convencionales. La empresa está decidida a mantener su trayectoria de crecimiento y a consolidarse como un actor destacado en la industria energética, aprovechando las oportunidades del mercado local e internacional.

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Cerca de 20 empresas ofertaron por las “áreas maduras” de YPF

Unas 20 empresas realizaron 30 ofertas por los clústers de áreas maduras de Mendoza, según confirmaron desde gobierno de la provincia.

Como se recordará, en el mes de abril, YPF anunció la venta de 55 áreas petroleras maduras en todo el país, agrupadas en bloques, de las cuales 14 se encuentran en Mendoza. La empresa recibió 60 ofertas para los 11 clústeres en que se dividieron estas áreas. Y según explicó el propio CEO de la empresa Horario Marín a la prensa a principio mes ahora se encuentran rankeando las ofertas para presentarle el proyecto a las provincias.

En Mendoza, YPF puso en venta 14 áreas maduras, divididas en tres grupos. El primero de ellos es Mendoza Norte, situado en la cuenca cuyana e incluye seis áreas: Barrancas, Río Tunuyán, Ceferino, Mesa Verde, La Ventana y Vizcacheras. Mendoza Sur, ubicado en la cuenca neuquina, también cuenta con seis áreas: El Portón, Chihuido de la Salina, Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo, Chihuido de la Salina S y Confluencia Sur. El tercer clúster es Llancanelo, en la cuenca neuquina, con dos bloques: Llancanelo y Llancanelo R.

Según replicó Diario Los Andes, si bien se esperan novedades en el corto plazo, desde el gobierno provincial sostuvieron que aún no han recibido ninguna comunicación formal al respecto. Se sabe que YPF está clasificando las ofertas, seleccionando las mejores propuestas y presentándolas a las provincias para su aprobación final.

Las autoridades provinciales detallaron que desconocen si la petrolera estatal ya ha definido las propuestas para cada clúster. Están a la espera de la notificación administrativa para decidir si aceptan o no la cesión a las compañías seleccionadas. En última instancia, la decisión final recae en la provincia, aunque los plazos los establece YPF.

Cabe recordar que el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, en una entrevista con Clarín, dio detalles sobre el avance de la venta de campos maduros, conocido como Proyecto Andes. Marín comentó que recibieron unas 60 ofertas por los 11 clústeres y que “ya se comunicó con todos los gobernadores y con las empresas que consideran quedaron primeras en cada clúster, con el objetivo de hacer la adjudicación lo más rápido posible”.

En cuanto a la recaudación esperada y el tiempo estimado, Marín señaló que “es confidencial, pero no va a ser un número relevante”. Según estimaciones esos yacimientos tienen un peso de entre 1% y 2% del EBITDA de la petrolera, es decir, entre 40 y 80 millones de dólares. “Son áreas marginales y cada provincia deberá aprobar la cesión. El comprador va a tener que mantener a todos los operarios sindicalizados al menos por un año. No hay una fecha específica para la venta.”

Marín también explicó que se encuentran en un proceso de “due diligence”, en el que quieren avanzar con rapidez para que la adjudicación se concrete lo antes posible.

Según datos de la Fundación Mediterránea, el sector del petróleo en Mendoza representa aproximadamente el 11% del Producto Bruto Geográfico (PBG), incluyendo la refinación. En contraste con la dinámica de Neuquén, donde Vaca Muerta tracciona el sector, nuestra provincia experimentó un leve descenso en la producción durante el año 2023. La Cuenca Norte (Cuyana) mostró rendimientos muy bajos, con una disminución de casi 9% en su producción, principalmente debido a yacimientos maduros. Sin embargo, hubo signos positivos en la Cuenca Sur (Neuquina), que logró revertir la tendencia negativa con un incremento del 4% en su producción durante el mismo período.

Por otra parte, desde el Gobierno también confirmaron que avanza el proceso licitatorio de 12 áreas. En la Cuenca Cuyana, los permisos de exploración se ofrecen para las áreas de Zampal, Malargüe y Boleadero, mientras que en la Cuenca Neuquina se encuentran CN V, Sierra Azul Sur, Calmuco, Ranquil Norte, Bajada del Chachahuén y Chachahuén Norte. Además, en términos de concesiones de explotación, se licitan las áreas de Payún Oeste, Loma El Divisadero y Puesto Molina Norte.

El 28 de junio se abrieron los sobres A con los antecedentes técnicos y económicos y se presentaron tres oferentes: Petrolera Aconcagua Energía, Hattrick Energy SAS y Selva María Oil SA. Según confirmaron, se espera hacia fin de mes la apertura de los sobres B con las ofertas económicas

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El boom del litio: nuevos proyectos y expansiones que generan empleo en el sector minero

La reciente inauguración de Centenario Ratones, la cuarta planta de producción de litio en Argentina y la primera en Salta, más una serie de ampliaciones en otros proyectos, han triplicado en los últimos dos años la producción que ya supera las 136.000 toneladas.

Eramine Sudamérica, una colaboración entre la francesa Eramine y la china Tsignshan, inauguraron a principios de este mes en Salta una nueva planta con tecnología de Extracción Directa (EDL).

Con una capacidad de producción de 24.000 toneladas de litio carbonato equivalente (LCE) se elevó la capacidad instalada a nivel nacional y empleo a 2.500 personas para su construcción y conllevo una inversión de 870 millones de dólares.

Según la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), en 2022 el potencial productivo nacional estaba en 37.500 toneladas LCE. Gracias a la inversión de 979 millones de dólares por el proyecto Cauchari Olaroz, se ha duplicado prácticamente la capacidad del país para el 2023 y ahora es un motor fundamental para el desarrollo regional.

Además, las ampliaciones de los proyectos de más larga data: Mina Fénix, inaugurada en 1997, y Salar de Olaroz, iniciado en 2015, añadieron 10.000 y 25.000 toneladas LCE respectivamente.

Los proyectos del litio vigentes hoy en día

Hasta julio de este año, Argentina contaba con tres proyectos de producción de litio:

Proyecto Fénix: con más de 30 años de actividad en el Salar del Hombre Muerto de Catamarca, operado actualmente por Arcadium (anteriormente Livent fusionada con Allkem).

Proyecto Salar de Olaroz: iniciado en 2016 en Jujuy, también bajo la operación de Arcadium, a través de su subsidiaria Sales de Jujuy, perteneciente a la firma australiana Allkem.

Proyecto Caucharí Olaroz: operado desde junio de 2023 por Minera EXAR, un consorcio que incluye a la canadiense Lithium Argentina (antes Lithium Americas), la china Ganfeng Lithium y la estatal Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (JEMSE).

La expansión para el sector del litio continua

Tres Quebradas (3Q): en Catamarca para fines de agosto se prevé la puesta en funcionamiento de un proyecto de Zijin-Liex con una capacidad inicial de 25.000 toneladas de carbonato de litio al año en su primera fase.

Río Tinto: en Salta se espera una planta de procesamiento de carbonato de litio grado batería con una capacidad de 3.000 toneladas anuales y utilizando tecnología de extracción directa, con una inversión de 825 millones de dólares.

Sal de Oro: en el Salar del Hombre Muerto, gestionado por la surcoreana POSCO, ya se ha levantado una primera planta de procesamiento de litio y está por finalizar la construcción de otra instalación comercial.

Además, POSCO Argentina será la primera empresa en producir hidróxido de litio en el país en la planta Comercial de Fosfato de Litio en la Puna y una Planta Comercial de Hidróxido de Litio en el parque industrial de General Güemes que se encuentran en Fase 1 de construcción. Con una inversión de 800 millones de dólares y una capacidad de producción de 25.000 toneladas anuales,

Con estas expansiones y nuevas instalaciones, Argentina se posiciona como un protagonista en el mercado global del litio, impulsando el desarrollo regional y contribuyendo significativamente a la economía nacional.

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Empresas: Perez Companc se quedaría con los principales yacimientos de YPF en Chubut

Pecom, la empresa de energía del holding que encabeza Luis Perez Companc, presentó las ofertas competitivas para adquirir las principales áreas petroleras que opera YPF en Chubut. Las empresas están en pleno proceso de due dilligence para confirmar el traspaso. Pecom se convertirá así en uno de los mayores productores de petróleo pesado en el Golfo San Jorge. Si bien aún debe negociar con YPF algunas cuestiones no menores, Pecom, la empresa de energía del grupo Perez Companc, es número puesto para adquirir las principales áreas convencionales que opera la petrolera controlada por el Estado en Chubut. En rigor, Pecom, […]

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Economía: “El desafío del Rigi es la capacidad de sostenerlo en el tiempo”

Experto en la industria del petróleo y gas, es uno de los fundadores y vicepresidente de la Cámara de Comercio Argentina-Texas. El Régimen de Incentivo a Grandes Inversiones (Rigi) es una de las apuestas del gobierno libertario a atraer inversiones (alcanza a las de US$200 millones o más). “No es el primer régimen de promoción de una actividad de la Argentina, el desafío no está en él mismo sino en la capacidad de sostenerlo en el tiempo. Los cambios son los que generan mucho ruido; se mira la capacidad de acuerdo político en el largo plazo”, reflexiona Ariel Bosio, vicepresidente […]

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Petróleo: Por Vaca Muerta, las exportaciones de petróleo en la Argentina se incrementaron un 48%

El shale neuquino sostiene el crecimiento de producción con volúmenes que se destinan casi por completo la exportación. El Golfo San Jorge también es un jugador clave en el mercado internacional. El desempeño de la Cuenca Neuquina con el desarrollo progresivo de la producción de Vaca Muerta genera no sólo nuevos hitos de producción de petróleo que se van alcanzando sino nueva capacidad exportadora, tal como revelan las cifras oficiales del arranque del año. Durante los primeros cinco meses del año, la producción total de petróleo se incrementó un 7,7% con relación al mismo período de 2023, gracias al crecimiento […]

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Gas: Buscan reactivar la obra del Gasoducto Regional Centro II

Con la obra del Gasoducto del Gran Santa Fe avanzando de acuerdo con los plazos previstos -hay un compromiso de la empresa contratista de terminarlo a fin de año-, la atención ahora está puesta en la obra del «Gasoducto Regional Centro II» que se extiende desde la ciudad de Recreo, pasando por Esperanza y Rafaela, hasta Sunchales, que tiene una previsión de 34 mil conexiones y que se encuentra paralizada desde 2018. La obra es nacional, está a cargo de Enarsa (Energía Argentina Sociedad Anónima), y hay negociaciones avanzadas para que se reactive aunque restan aún dar varios pasos para […]

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Infraestructura: Marcelo Rucci destacó el avance de Vialidad en la traza de la Ruta del Petróleo

El secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro; Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci destacó el avance de las obras de pavimentación en la ruta provincial 5 y el anuncio de la construcción de dos puentes sobre la misma vía. El dirigente petrolero destacó la importancia de estos trabajos que lleva adelante la gestión del gobierno de la Provincia del Neuquén para la comunidad y los trabajadores. “Me tocó transitar también el camino de la política estando en la intendencia y supe la necesidad que tenemos, no solamente de las rutas, sino de este puente […]

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Medio Ambiente: Pan American Energy entrega estaciones de reciclado en Chubut

Pan American Energy entregó estaciones de reciclado en las localidades de Esquel, Las Plumas y Rawson, durante el primer semestre de 2024, en términos de su programa Promotores Ambientales y en un trabajo articulado con la Asociación Amigos de la Patagonia (AAP) y la Secretaría. del Ambiente de la provincia del Chubut. A través de la colocación de estaciones de reciclado que promocionan la gestión correcta de los residuos con el acompañamiento de una red de promotores ambientales, la iniciativa busca que las comunidades repiensen sus hábitos y su relación con el ambiente. Esta red está formada por una veintena […]

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Economía: Figueroa ratificó su rechazo al Impuesto a las Ganancias

El gobernador aseguró que se trata de una medida que genera impacto y que disminuye el dinero circulante en la provincia. “Cada 100 pesos que pagamos de impuestos, nos vuelven sólo 30”, detalló. El gobernador Rolando Figueroa reiteró su rechazo a la restitución del Impuesto a las Ganancias a los trabajadores y recordó que en su anterior rol de diputado nacional fue parte de la aprobación de la ley que “corría de lado en la gravabilidad del tributo a la renta de la cuarta categoría”. “Nos hemos opuesto desde un inicio”, recalcó el mandatario neuquino y consideró que “hay una […]

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Petróleo: Los precios conservaron estabilidad entre diversos datos económicos

Los movimientos en las tasas de interés y los tipos de cambio, la disminución de la existencia estadounidense y la disminución de la demanda china contribuyen a la estabilidad de los valores. Apropósito del reconocimiento de los inversores en las alzas previas, provocado por un descenso mayor de lo esperado en las reservas petroleras en Estados Unidos, los precios del petróleo operaron estables en general durante las horas preliminares del jueves. Los futuros del Brent cayeron 3 centavos a 85,11 dólares el barril, mientras que el referencial estadounidense West Texas Intermediate (WTI) cayó 3 centavos a 82,82 dólares. Ambos registraron […]

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Gas: Reactivan la obra que llevará gas natural a San Pedro de Colalao

Tras un año de vaivenes e indefiniciones, el gasoducto de los Valles Calchaquíes, un proyecto que las poblaciones y sectores del comercio, la producción y el turismo de la región esperan desde hace largo tiempo ver concretado, volvió a cobrar impulso tras una reunión que el gobernador Gustavo Sáenz mantuvo ayer con el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo. En el encuentro, que tuvo lugar en la Casa Rosada, el mandatario salteño y el titular del Palacio de Hacienda definieron los términos de un acuerdo que posibilitaría a la Provincia acceder a fuentes de crédito de organismos multilaterales […]

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Internacionales: Somalia da a Turquía derechos de exploración de hidrocarburos ante su costa

En estas áreas del océano Índico, Turquía tiene derechos exclusivos de exploración y producción debido al acuerdo. El ministro turco de Energía y Recursos Naturales, Alparslan Bayraktar, informó que Somalia y Turquía han firmado un acuerdo en Estambul del cual el país africano otorga a Ankara derechos exclusivos de búsqueda de hidrocarburos en tres bloques ante su costa. «Hoy hemos firmado un acuerdo para la exploración marítima (de hidrocarburos) en tres bloques, cada uno de unos 5.000 kilómetros cuadrados», En la rueda de prensa, Bayraktar en Estambul dijo conjuntamente con su homólogo somalí, Abdirizak Omar Mohamed. El ministro subrayó que […]

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Escándalo en la Secretaría de Energía: un colaborador de Rodríguez Chirillo incluyó al vicepresidente de Cammesa en una denuncia por corrupción

La revelación del intento del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, de reflotar la Gerencia de contratos de Cammesa, la empresa que se encarga del despacho de energía eléctrica en todo el país, gatilló de forma inesperada una denuncia pública de corrupción contra funcionarios del área energética que fueron designados por el gobierno de Javier Milei. Lo extraño es que quien formuló esas acusaciones contra directivos de la empresa administradora del despacho eléctrico es Fernando Luis Olaizola, quien en los últimos meses se desempeñó como asesor del secretario Rodríguez Chirillo y denunció «el desvío de miles de millones de dólares desde Cammesa durante las últimas dos décadas», incluyendo en esas acusaciones al actual vicepresidente de la compañía, Mario Cairella, un directivo que llegó en mayo de este año de la mano de José Luis Espert, socio político del presidente Milei y contó con el beneplácito del ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, e incluso de la propia Karina Milei.

Este medio informó esta semana que Rodríguez Chirillo está intentando recrear la Gerencia de contratos de Cammesa, luego de haberla desarmado al forzar el despido de su gerente, Luciano Condó, a fines de febrero. El gerente general de Cammesa, Jorge Garavaglia, que responde políticamente a Rodríguez Chirillo incluyó el nombramiento de Andrea Polizzotto, una ex funcionaria del gobierno anterior de paso fugaz por la Dirección de Energías Renovables, en la convocatoria a una reunión de Directorio a fines de junio, según una nota interna a la que EconoJournal tuvo acceso, aunque la reunión finalmente no se concretó.

Lo curioso ocurrió después. En un hecho que linda con lo insólito, Olaizola respondió en la sección de comentarios abiertos que incluye EconoJournal una dura denuncia sobre desmanejos en Cammesa. El texto está firmado con su nombre y dice lo siguiente: «Cómo les cuesta a algunos «soltar la teta»… se sabe que en los últimos 20 años (desde 2003) tanto en la «Gerencia de Contratos» como la «Gerencia de Combustibles» de Cammesa se «perdieron en el camino» algunos miles de millones de dólares que fueron a las manos porosas de algunos funcionarios y sus amigos«, denunció Olaizola.

«Chirillo sólo les está «cortando el business» y obvio todos los viejos enquistados saltan como leche hervida, sobre todo Ruichoto (sic) que redactó este artículo (NdR: en referencia a Jorge Ruisoto, director de Auditorías de Cammesa) y se lo pasó al VP Cairella que vino a defender la suya, todos funcionarios millonarios que siguen operando en la prensa para seguir robando.! Pronto desfilarán por Comodoro Py.! Viva la libertad!», concluyó su denuncia.

Protagonista en el swap de gas

Consultado telefónicamente por EconoJournal, Olaizola no sólo confirmó la autoría del mensaje, sino que fue mucho más duro en sus expresiones. Negó tener vínculo con la Secretaría de Energía, aunque fue quien encausó la negociación con Brasil durante el primer semestre del año para garantizar el abastecimiento de gas del norte argentino a partir de un acuerdo tripartito con Bolivia y Brasil. «No estoy trabajando en la secretaría hace años», dijo Olaizola, que fue jefe de gabinete de asesores de Sergio Lanziani, el primer secretario de Energía de la gestión de Alberto Fernández, de paso deslucidísimo por el gobierno.

Fuentes de la Secretaría de Energía desmintieron a Olaizola al afirmar que se presenta en distintos ámbitos como asesor de Rodríguez Chirillo, a punto tal que fue él quien intermedió en forma personal con directivos de Petrobras, la empresa estatal brasileña, para que Enarsa, la empresa estatal de energía, pueda destrabar la firma de un swap (intercambio) de gas natural para este invierno.

Olaizola incluso formó parte de la comitiva liderada por Juan Carlos Doncel Jones, presidente de Enarsa, que viajó a Río de Janeiro el 17 de abril para firmar un memorando de entendimiento con la brasileña Petrobras. Su presencia quedó registrada en la minuta posterior a la reunión con Petrobras, sino también está retratada en una fotografía que Enarsa difundió a la prensa después del encuentro en Río de Janeiro. De hecho, la imagen de Olaizola junto a directivos de Enarsa figura en la página web de Enarsa.

Olaizola, el primero desde la izquierda, durante la firma de un acuerdo con Petrobras el 18 de abril, hace apenas tres meses.

Denuncia

En la conversación telefónica con EconoJournal, Olaizola reforzó su denuncia. «Hay gente que resiste el cambio de volver a la función original de Cammesa de los ’90 porque tienen intereses personales, lo sé», acusó. «De Cammesa desaparecieron el equivalente a barcos completos, sé cómo se movía el gasoil, fuel oil, como terminaba en el campo. Hablamos de miles de millones de dólares en 20 años. Por eso vive fundida Cammesa», disparó.

«Vengo desde los 90s, conozco la historia muy bien. Me les paro a cualquiera de esos, conozco las fortunas que tienen todos, sé lo que reciben por todo, por cada barco y demás, estuve adentro, tuve acceso a la información y pude comparar», añadió.

, Nicolás Deza

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Alerta para energías renovables en Nicaragua: EEUU advierte confiscaciones a la propiedad privada

El Departamento de Estado de los Estados Unidos elaboró un nuevo informe denominado “Declaraciones de Clima de Inversión 2024”. En el documento publicado esta semana se recomienda cautela al apostar por nuevos proyectos en Nicaragua.

Esto fue ratificado por el economista y precandidato a la presidencia Juan Sebastián Chamorro, quien en los últimos días calificó el ambiente de negocios en el mercado nicaragüense como “extremadamente hostil para el inversionista”.

La situación no sería nueva, pero se habría acentuado en el último tiempo una ambigüedad entre “apertura y restricciones a la inversión extranjera”. De acuerdo al informe de Estados Unidos, “las autoridades nicaragüenses buscan la inversión extranjera directa para proyectar normalidad y dar señales de apoyo internacional”.

En concreto, sobre políticas industriales vinculadas a energías renovables una serie de beneficios estarían vigentes. Según detalla el informe, habría exenciones fiscales que resultarían de gran atractivo para players que se encuentran ampliando su cartera de proyectos.

Entre los beneficios, se menciona la Ley de Promoción de la Energía Hidroeléctrica (enmendada en 2005/531) y la Ley de Promoción de la Generación de Electricidad a Partir de Recursos Renovables (2005/532). Políticas industriales que ofrecen incentivos para invertir en la generación de electricidad, incluidas las importaciones libres de impuestos de bienes de capital y exenciones de impuestos sobre la renta y la propiedad.

No obstante, indican que “las preocupaciones regulatorias limitan la inversión a pesar de estos incentivos”. Como consideración adicional, apuntan a que la Asamblea Nacional debe aprobar todos los proyectos mayores de 30 MW, lo que daría una cuota de discrecionalidad y no de fundamentos técnicos para autorizar nuevas inversiones en el sector.

En adición, se menciona que la ley que promueve la energía renovable ofrece exenciones fiscales a los inversores en el sector de la energía renovable e incluso que Nicaragua ha modificado la ley varias veces para ampliar las exenciones, la más reciente en septiembre de 2020. “La ley incluye exenciones, cada una válida de dos a cinco años, de los siguientes impuestos: derechos de importación; impuesto al valor agregado; impuesto sobre la renta; impuesto municipal; impuesto sobre la explotación de recursos naturales; y timbre fiscal”, enumera el documento americano.

De hecho, desde Estados Unidos observan que el país ha otorgado ocasionalmente incentivos fiscales amplios para promover grandes inversiones únicas, como aquella que se realizó en 2020 para una planta de energía de propiedad extranjera.

Sin embargo, Nicaragua tiene una larga historia de demandas de expropiaciones gubernamentales sin el debido proceso que ponen en jaque a cualquier inversionista.

“Sigue habiendo una considerable incertidumbre en cuanto a la protección de los derechos de propiedad. Abundan las demandas conflictivas sobre títulos de propiedad y las apelaciones judiciales son lentas y engorrosas. Desde 2018, numerosos terratenientes han denunciado invasiones de tierras por parte de actores afiliados al régimen”, advierte el Departamento de Estado de los Estados Unidos, que además apunta a que no suelen aplicarse mecanismos de solución de controversias entre inversionistas y Estados debido al alto costo y la probabilidad de represalias por parte de las autoridades nicaragüenses.

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Admonitor advierte la falta de regulación secundaria para promover clústeres de generación y transmisión en México

El Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional (PRODESEN) en su versión a mediados del año pasado había anticipado cifras ambiciosas para la instalación de nuevas centrales eléctricas en México, proyectando una adición en el orden de 20 GW de capacidad instalada renovable para 2026 y, aunque hay una gran cantidad de proyectos que aún no se interconectan, el PRODESEN publicado este año aumenta esta cifra a más de 30 GW solo de energía eólica y solar hacia el 2038. 

¿Es posible lograr ese volumen de proyectos? Si bien analistas del mercado advierten que es preciso superar retos en el corto y mediano plazo, algo innegable es el interés que existe para desarrollar proyectos de energías limpias en el mercado mexicano. 

“Desde el punto de vista comercial, es altamente probable porque los inversionistas tienen intenciones en seguir invirtiendo en México. Los recursos solares y eólicos existen y hay distintas zonas que aún no se han explorado. Con una buena evaluación técnica, ambiental y social, los proyectos podrían ser altamente viables”, observó Admonitor

La experiencia con las primeras subastas de largo plazo en México fue positiva en términos de inversión y precios alcanzados, aunque también evidenció la necesidad de mejoras en los procesos. Según el consultor de Admonitor, la legislación vigente permite avanzar con mejoras de subastas o la creación de otro tipo de procesos que contemplen proyectos semejantes a los clústeres de generación y transmisión que existen en Brasil. 

“Esos clústeres, con proyectos de 1000 MW o 2000 MW combinados con proyectos de transmisión, se evalúan a 10 o 15 años en Brasil. La ley de la industria eléctrica y las bases del mercado prevén este tipo de inversiones, pero hace falta regulación secundaria que establezca los procesos por los cuales el Cenace haga la evaluación pertinente y los inversionistas puedan proponer estos proyectos en conjunto”, explicó Admonitor.

La necesidad de una regulación secundaria

En México las subastas de largo plazo eran un mecanismo clave para fomentar la inversión en generación, pero tras la revisión y cancelación de la cuarta subasta, no se han lanzado nuevas convocatorias. “No hay un proceso o un manual que permita a los participantes proponer proyectos conjuntos o clústeres para mejorar la transmisión y la generación en México”, lamenta el consultor de Admonitor, quien apuntó a que la ausencia de regulaciones secundarias estaría impidiendo que el sector aproveche plenamente las oportunidades de crecimiento y los recursos disponibles.

Otro de los puntos críticos que se han identificado para dar lugar a nuevos proyectos es la necesidad de definir zonas estratégicas para la localización de nuevas centrales de generación. Durante el Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Jorge Musalem, gerente de Proyectos Estratégicos de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) subrayó la importancia de que el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) retome las subastas y defina los lugares donde se necesitan refuerzos en la red.

“Si hay unas subastas eléctricas que demanden renovables -solares o eólicas o inclusive geotérmicas- que requieran almacenamiento, que el sistema diga dónde las quiere; no es donde tenga el terreno el privado y donde lo quiera desarrollar, sino donde el sistema realmente lo necesite para brindarle seguridad y confiabilidad al mismo”, consideró Jorge Musalem, gerente de Proyectos Estratégicos de la CFE

En línea con esto, Admonitor explicó que el sistema eléctrico nacional se ha convertido en un “tablero de ajedrez” debido a las limitaciones en la infraestructura de transmisión y distribución. “Zonas como Monterrey están experimentando un crecimiento significativo derivado del nearshoring, pero su mapa eléctrico está altamente congestionado. Es complicado que un proyecto de generación encaje en esa infraestructura debido a la falta de inversión en capacidad de transmisión y distribución”, detalló el consultor de Admonitor, indicando que se debe analizar caso por caso.

“Si te volteas a la parte noroeste del país, es una sección donde excede la capacidad de generación y eso repercute también en la definición de los precios y en su congestión negativa. Por otro lado, la Península de Yucatán podría ser una infraestructura  que permita ampliamente la inversión de proyectos de generación pero el punto de vista ambiental y social representan retos importantes para invertir en esta zona”, añade el consultor de Admonitor subrayando la necesidad de proyectos integrales que consideren todos estos aspectos.

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Invertirán 2400 millones de dólares en un megaproyecto de hidrógeno verde en Arequipa

Días atrás, ejecutivos de la empresa de África del Sur, Phelan Green Energy, representantes del Gobierno Regional de Arequipa y de la Presidencia del Consejo de Ministros (PCM) y otros proveedores de servicios y bancos se reunieron para debatir la potencialidad de montar una planta de hidrógeno verde en Arequipa.

Con alto apoyo de las autoridades peruanas, se acordó avanzar en un megaproyecto de producción de amoniaco verde para exportación a Europa y Asia. Este incluye la construcción de una planta fotovoltaica ubicada en La Joya/San José a 1,200m de altitud y de una planta de hidrógeno y amoniaco verde en la ZED de Matarani.

En conversaciones con Energía Estratégica, Jean-Louis Gelot, country manager de Phelan Green Hydrogen Perú habló del encuentro con los principales stakeholders y brindó más detalles del prometedor desarrollo.

“El balance de las reuniones con las autoridades políticas y el sector privado fue muy positivo. Desde el inicio de la propuesta de PHELAN GREEN ENERGY con el GORE-Arequipa en agosto 2023, vemos un Perú que da la bienvenida a la inversión extranjera y una visión estratégica de desarrollar una nueva industria que permitirá descarbonizar las industrias con altas emisiones en CO2”, explicó. 

Y agregó: “La PCM se ha comprometido en facilitar el acceso a terrenos del estado para una planta fotovoltaica de 1,800 MW en una superficie de 4,000ha. Las empresas de servicios nos ha confirmado la disponibilidad en el Perú de las firmas que podrán participar en la construcción de la planta solar, la línea de alta tensión hasta Matarani y la construcción de la planta de H2 y de amoniaco verde cerca del Puerto de Matarani operado por TISUR” . 

A su vez, reveló que se presentaron varias opciones de financiamiento con bancos locales y extranjeros e instituciones financieras internacionales.

Según el ejecutivo, la construcción debería empezar en 2026 y la inversión total será de unos 2,400 millones de dólares para llegar a la capacidad máxima de 85,000 t/año de H2 verde en 5 años. Además, adelantó que la primera fase de 18 meses permitirá producir 20,000 t/año.

Con esta planta, la compañía se propone mitigar 1,2 millones de toneladas de CO2 /año, lo cual equivale a las emisiones promedio de 264,000 vehículos por año.

«Este proyecto será uno de los más grandes del mundo y es de gran importancia para Perú. No solo generará 1,600 empleos durante su construcción y 500 durante su operación, numerosos empleos indirectos e ingresos tributarios, sino que también establecerá un polo de excelencia en energías renovables con talento peruano. Además, atraerá a industrias como las de fertilizantes, explosivos y aceros a Arequipa, las cuales necesitan estar cerca de una fuente de energía verde para ser más competitivas», explicó Gelot.

De esta forma, se espera que ese amoniaco verde sea exportado a industrias pesadas como acero, vidrio, cemento de países europeos y asiáticos.

Y concluyó: “Recordemos que el precio del hidrógeno verde en Europa, será unas 4 veces más alto que en Perú. Hoy exportamos concentrados de cobre que son refinados en China con muy altas emisiones en CO2. Es tiempo de exportar cobre verde refinado en Perú con hidrógeno verde”.

 

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ABSOLAR advirtió el incumplimiento de incentivos para las renovables en Brasil

La Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) advirtió sobre la urgencia de corregir los desequilibrios en los subsidios que actualmente otorgan los Poderes Ejecutivo y Legislativo a las distintas fuentes del sector energético del país.  

“Brasil habla mucho de la transición energética, está en una posición diferenciada pero la máquina pública y las leyes construidas durante décadas todavía no juegan a favor de la transición energética”, manifestó Rodrigo Sauaia, presidente ejecutivo de ABSOLAR. 

“Tenemos un volumen mucho mayor de incentivos destinados a fuentes emisoras de gases de efecto invernadero que a fuentes limpias y renovables. A tal punto que las subvenciones para fuentes fósiles son 5,6 veces mayores que para las renovables en todo el sector energético”, agregó durante un webinar organizado por el Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil. 

Según el Instituto Nacional de Estudios Socioeconómicos, entre 2018 y 2022 se asignaron:

R$ 80,9 mil millones en subsidios para el consumo y la producción de combustibles fósiles.
R$ 12 mil millones para pagar centrales termoeléctricas a diésel fósil.
R$ 1,13 mil millones para subsidiar termoeléctricas a carbón, pagados por los consumidores a través del CDE.
Sólo se asignaron R$ 15,5 mil millones en subsidios a las energías renovables en el mismo año.

“No existe ninguna disposición legal para suspender incentivos fósiles. Necesitamos establecer un límite, hablar de equilibrio y justicia. Por lo que necesitamos reconstruir un modelo, entendiendo cuál es el destino al que queremos llegar: una economía neutra en emisiones al 2050, que pasa por corregir una distorsión histórica presente en las tarifas de energía y electricidad”, continuó. 

Sauaia llamó la atención sobre el incumplimiento de las leyes de generación centralizada (Ley N° 14.120/2021) y de generación distribuida (N° 14.300/2022), principalmente en lo que respecta a los plazos del Régimen Especial de Incentivos al Desarrollo de Infraestructura (REIDI), el retraso en el cálculo de costos y beneficios de GD, la necesidad de mayor supervisión y sanción para las distribuidoras que incumplan la ley y su reglamento.

“Ley de generación centralizada lamentablemente no está siendo cumplida, dado que preveía la inclusión de atributos ambientales en el sector eléctrico desde 2022, pero no se hizo y los empresarios no logran emitir una nueva subvención sin la tarifa de uso del sistema de transmisión (TUST), porque no tienen un atributo ambiental con un precio establecido, por lo que se debe negociar con claridad”, apuntó el presidente ejecutivo de ABSOLAR. 

ANEEL de Brasil impedirá que las distribuidoras cancelen proyectos renovables aprobados

“Mientras que la ley de generación distribuida ya tiene directrices para el cálculo de costos y beneficios, lo que fue una gran conquista de la sociedad y el sector eléctrico. Pero esa ley también es incumplida, ya que los incentivos previstos para el REIDI aún no fueron implementados”, subrayó.. 

Es decir que el retraso ya hay alrededor de dos años de retraso en el cálculo de costos y beneficios de la generación distribuida para reducir las facturas de electricidad de los consumidores. 

Cálculo que ya está en manos de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), lo que representa un “paso adelante” para el sector fotovoltaico, pero el mismo debió estar listo antes del último trimestre del año pasado, por lo que también está tarde dicha entidad. 

“Si tomamos una metodología de cálculo, apenas con números oficiales del gobierno e instituciones públicas, los beneficios y costos de la GD, con Tasa de Descuento 2023-2030 aportan alrededor de R$ 403,9 MWh en el segmento de la generación distribuida. Es otra cara de la moneda que queda fuera del subsidio y debe incluirse en la subvención”, aportó Sauaia. 

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Juan Bosch: “Vamos hacia otro modelo de mercado de energía en Argentina”

Días atrás, la Secretaría de Energía de Argentina derogó facultades de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), por lo que ya no podrá suscribir contratos de abastecimiento de energía eléctrica y por tanto no será un organismo comprador de combustibles y vendedor de electricidad. 

Esta medida, catalizada bajo la Res. SE 150/2024 y la desregulación de la entidad a fin de virar hacia hacia mecanismos de eficiencia en el costo de generación y su remuneración asociada, generó diversidad de opiniones a lo largo del sector energético del país. 

Una de esas miradas es la de Juan Bosch, CEO de SAESA, quien analizó la iniciativa del Poder Ejecutivo Nacional en materia de energía eléctrica y consideró que, dentro del proceso de cambio previsto, la resolución es “un hito más”. 

“Una de las acciones centrales es volver a un sistema de despacho ordenado por costos y un mandato muy fuerte que va desde los consumidores hacia atrás en la cadena energética: organizar el sector eléctrico en un marco de libre competencia, transparencia, multiplicidad de actores que garanticen a todos los usuarios la posibilidad de elegir el proveedor y las mejores condiciones para su suministro”, sostuvo. 

“Vamos hacia otro modelo de mercado de energía. Es un paso necesario si queremos cumplir el mandato legal de ser un actor energético global y la ventaja puede ser tener más competencia en la provisión del servicio energético, por tanto más transparencia, libertad y abre la posibilidad que sólo se pueda elegir comprar energía proveniente de fuentes renovables”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.

Cabe recordar que el gobierno de Javier Milei – con Eduardo Rodríguez Chirillo a la cabeza de la Sec. de Energía – cumple una de sus premisas de campaña en materia energética: devolver a CAMMESA a su rol original de operador del sistema y que no compre más el combustible requerido para todos los generadores, sino que éstos lo adquieran por motus propia. 

Incluso, esta medida va en línea con la recientemente aprobada Ley de Bases y Puntos de Partida para La Libertad de los Argentinos, por la que el Poder Ejecutivo prevé liberar la comercialización, competencia y ampliación del mercado eléctrico, especialmente la libre elección de proveedor de energía eléctrica a los usuarios finales.

De todos modos, aún resta por conocer la alternativa que tomará la Secretaría de Energía para sustituir el esquema y las labores que tenía CAMMESA desde hace casi dos décadas, que ahora se dieron de baja tras la derogación de la Res. 2022/05. 

“CAMMESA deberá cumplir los roles que le competen y la Sec. de Energía marcará la política con una serie de normas que definan en qué momento los usuarios finales podrán comprar su energía, los cogeneradores su combustible, entre otros puntos”, subrayó Bosch.

“Es decir que el usuario podrá decidir de dónde proviene la energía consumida, tipos de tarifas, bloques horario por el que se pueda preparar para que sus elementos de consumos funcionen en esos horarios, entre muchas más variables u opciones con los proveedores. Y si hubiera un mercado eléctrico de esta índole podría haber más actores en el sector, lo que será mejor para el consumidor”, concluyó. 

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¿Cuáles son los beneficios del proyecto de resolución para la permanencia del Mecanismo de Respuesta de la Demanda?

Días atrás, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó para comentarios el proyecto de resolución número 701 054 de 2024 para la permanencia del Mecanismo de Respuesta de la Demanda (RD), programa ya había sido lanzado durante el periodo de “El Niño” y fue finalizado anticipadamente. 

Se trata de una medida que busca incentivar la participación de los usuarios en el mercado de energía mayorista mediante ofertas de reducción de demanda para que puedan ser incluidas en la bolsa de energía.

La participación por parte de los usuarios es voluntaria y debe realizarse a través de un representante. Este ofertará diariamente una reducción de demanda de cero o de un valor igual o superior a 1 MWh, siempre en números enteros de MWh, para cada hora del día, con un precio único para todos los 24 periodos expresado en pesos por megavatio hora ($/MWh).

Tal como establece la regulación, las ofertas deberán ser presentadas al Centro Nacional de Despacho (CND) en los mismos plazos de los generadores despachados centralmente, empleando el procedimiento, medios y formatos que este establezca para ello.

Proyecto_Resolución_CREG_701_054_2024

En este marco, expertos del sector energético, le dieron el visto bueno a la normativa y destacaron los beneficios que traería a los consumidores su aprobación.

“Esta es una excelente noticia para los consumidores, ya que ha demostrado ser una herramienta eficaz para reducir los costos de la energía, mejorar la eficiencia del mercado y contribuir a una gestión más equilibrada del sistema eléctrico”, explica Esteban Quintana, CEO & Founder de KLIK ENERGY, el primer marketplace enfocado en los productos derivados de energía.

Y agrega: “Los usuarios que participan activamente en el mecanismo pueden generar ingresos al reducir su consumo en momentos específicos, contribuyendo así a la estabilidad del sistema y recibiendo compensaciones económicas por su participación”.

De esta forma, Quintana asegura que se logra una optimización de las redes de distribución y transmisión, al reducir la cantidad de energía que debe ser transportada durante períodos de alta demanda. Esto alivia la carga sobre las infraestructuras, resultando en una optimización general del sistema y en una reducción de los costos operativos.

A su vez, portavoces de la compañía JULIA-RD S.A E.S.P, agente especializado en el mercado de la Respuesta de la Demanda, también consideraron esta permanencia como un hito positivo e hicieron un balance de los resultados obtenidos durante el período de “El Niño”.

“Durante la fase transitoria, se lograron reducciones significativas en el consumo de energía, con un total de 55,06 GWh despachados. Además, los participantes en el mecanismo transitorio obtuvieron ingresos significativos, con más de $9.000 millones de pesos generados”, revelaron.

En este sentido, la compañía señaló que fue líder en ingresos, con más de $5.000 millones de pesos y una alta tasa de cumplimiento del 91% en las ofertas de reducción de demanda, mostrando la eficacia y fiabilidad del mecanismo para los participantes.

Y concluyó: “La importancia de este Proyecto de Resolución se explica por los resultados obtenidos durante la etapa transitoria, este mecanismo demostró ser una herramienta efectiva. Ahora, con la permanencia de este programa, se asegura una participación continua y beneficios sostenibles para todos los usuarios participantes en programas de Respuesta de la Demanda”.

De esta forma, la CREG invita a las empresas, los usuarios, las autoridades y demás partes interesadas a presentar sus observaciones y sugerencias dentro del plazo establecido (29 de julio), mediante comunicaciones electrónicas dirigidas a la Dirección Ejecutiva de la CREG, a la cuenta creg@creg.gov.co

Al vencimiento de la consulta pública, la CREG determinará si el proyecto debe ser informado a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), para el ejercicio de la Abogacía de la Competencia, con fundamento en las disposiciones del Decreto 1074 de 2015, artículo 2.2.2.30.5.  

 

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DAS Solar recibe el primer Certificado de Gestión de Compras Sostenibles ISO 20400 de PV otorgado por SGS

DAS Solar se convirtió en la primera empresa de la industria fotovoltaica en recibir la certificación SGS para la gestión de adquisiciones sostenibles según la norma ISO 20400. Este hito significa que DAS Solar ha cumplido con éxito numerosos requisitos ambientales, sociales y económicos de acuerdo con la norma ISO 20400, lo que demuestra la experiencia de la empresa en la gestión sostenible de la cadena de suministro y refuerza su compromiso con la responsabilidad social.

La norma ISO 20400 sobre compras sostenibles se refiere a las actividades de compras que minimizan los efectos adversos sobre el medio ambiente, la sociedad y la economía a lo largo de todo el ciclo de vida.

DAS Solar ha desarrollado una gestión integral de las compras sostenibles a través de la combinación de las Directrices de responsabilidad social ISO 26000, las Normas de rendición de cuentas sociales SA8000, las Directrices de compras sostenibles ISO 20400 y las leyes y reglamentos pertinentes.

Con este enfoque de gestión, DAS Solar puede integrar la sostenibilidad de forma sistemática en sus procesos de compras, satisfacer las necesidades de los clientes y las partes interesadas, asumir responsabilidades en la cadena de suministro, identificar los riesgos de la cadena de suministro, supervisar y mejorar el rendimiento de los proveedores en materia de sostenibilidad, crear asociaciones sólidas y de alta calidad con los proveedores, aprovechar las oportunidades de innovación y obtener una ventaja competitiva a través de acciones que creen valor sostenible a largo plazo para los clientes y las partes interesadas.

DAS Solar ha recibido sucesivamente la certificación Green Supply Chain Management Enterprise de China, la certificación ECS Carbon Footprint de Francia, la certificación EPD de Italia, la certificación STS A-level Sustainable Traceability y la certificación Best ESG Performance PV Company de PV Tech, y también se unió a la plataforma de gestión Achilles.

DAS Solar seguirá promoviendo prácticas respetuosas con el medio ambiente y bajas en carbono en el futuro, además de colaborar con las empresas de la cadena de suministro para reducir el consumo de energía y las emisiones, contribuyendo así al desarrollo sostenible.

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DOE anuncia la intención de financiar sistemas de energía solar y de almacenamiento en baterías en Puerto Rico

El Departamento de Energía de EE. UU. (U.S. Department of Energy, DOE) anunció su intención de emitir una oportunidad de financiamiento de $325 millones para el nuevo Programa de Comunidades Resilientes, financiado por el Fondo de Resiliencia Energética de Puerto Rico (PR-ERF) del DOE. Este nuevo programa tiene como objetivo mejorar la resiliencia energética a nivel comunitario para las poblaciones vulnerables en Puerto Rico a través del financiamiento de instalaciones de sistemas solares fotovoltaicos y de almacenamiento en baterías para facilidades de salud comunitarias, así como centros comunitarios y áreas comunes dentro de propiedades de viviendas multifamiliares subsidiadas.

«La Administración Biden-Harris ha demostrado su compromiso de ayudar a miles de hogares de Puerto Rico a acceder a energía solar y almacenamiento en baterías asequible, pero el hogar no es el único lugar donde se necesita electricidad durante y después de una emergencia,” dijo la Secretaria de Energía de EE.UU., Jennifer M. Granholm. “A través del Programa de Comunidades Resilientes, estamos aumentando el acceso solar a las facilidades de salud comunitarias y viviendas multifamiliares subsidiadas, ayudando a llevar resiliencia y seguridad a aún más familias en la Isla.»

Los solicitantes pueden incluir entidades individuales o equipos con sede en Puerto Rico que puedan coordinar la implementación de sistemas solares fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento en baterías en numerosos sitios individuales. El DOE prevé que estarán disponibles hasta $325 millones a través del Programa de Comunidades Resilientes para sistemas solares fotovoltaicos y de almacenamiento en baterías en dos tipos de infraestructura comunitaria:

Facilidades de salud comunitarias: El DOE puede otorgar entre $70 millones y $140 millones para financiar soluciones de resiliencia energética para centros de diálisis, centros de diagnóstico y tratamiento y centros de salud calificados por el gobierno federal.
Propiedades de viviendas multifamiliares: El DOE puede otorgar entre $93 millones y $185 millones para financiar soluciones de resiliencia energética para centros comunitarios y áreas comunes dentro de propiedades de viviendas multifamiliares públicas o de propiedad privada subsidiadas por el Departamento de Vivienda y Desarrollo Urbano (HUD) de los EE. UU. El DOE prevé financiar proyectos para las viviendas multifamiliares subsidiadas que dan energía a ciertos espacios comunes accesibles para todos los residentes, así como la infraestructura compartida de edificios que depende de la electricidad, como los ascensores. Además, el DOE prevé que los centros comunitarios ubicados en propiedades de viviendas públicas de Puerto Rico también serían elegibles para las instalaciones a través del Programa de Comunidades Resilientes.

En diciembre de 2022, el Presidente Biden autorizó $1,000 millones para el establecimiento del PR-ERF con el fin de impulsar inversiones clave en infraestructura de energía renovable y resiliente en Puerto Rico. En febrero de 2024, el DOE lanzó el Programa Acceso Solar a través del PR-ERF para conectar a hogares puertorriqueños de bajos ingresos con sistemas solares fotovoltaicos y de almacenamiento en baterías residenciales y subsidiados. Los residentes de Puerto Rico pueden visitar energy.gov/solarPR o llamar al 1 (833) 822-8628 para verificar su elegibilidad y comunicarse con su Embajador de Energía Solar local para presentar una solicitud.

Lea el Aviso de intención completo.

Obtenga más información sobre la Oficina de Desarrollo del Sistema Eléctrico

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¿Pueden convivir en simultáneo 179 cuadros de gas natural? El riesgo de subordinar el régimen tarifario a objetivos de orden político

La evolución de las tarifas del servicio de gas por redes se caracterizó en las últimas décadas por períodos, generalmente extensos en el tiempo, de suspensión del régimen establecido por la normativa y de los mecanismos de ajustes periódicos previstos; seguidos por lapsos en los que se impulsaron procesos de actualización del valor de las tarifas.

En otras palabras, se registraron períodos con tarifas congeladas y con ajustes discrecionales que las mantuvieron retrasadas en términos reales, a los que le siguieron etapas en las que se implementaron actualizaciones de las tarifas a efectos de aproximarlas a niveles compatibles con sus costos reales del servicio.

El motivo que explica el comportamiento antes descripto es la inclinación compulsiva de la mayoría de los Gobiernos de subordinar al régimen tarifario al cumplimiento de objetivos subalternos de orden político y de asistencia social.

En efecto, la concepción dominante de que las tarifas son un instrumento para redistribuir ingresos, promover la equidad y desarrollar una política social, explican la manipulación ejercida históricamente por diversos gobiernos sobre las estructuras de tarifas través de congelamientos, ajustes arbitrarios y discrecionales sobre alguno/s de sus componentes, la creación de nuevas tarifas subsidiadas para destinatarios específicos y la emisión de cuadros tarifarios para un mismo servicio (ej. Residencial), pero con aperturas sobre la base de la diferenciación de los usuarios y de los porcentajes de subsidio asignados a los mismos (segmentación).

Consecuencias

Un aspecto que permite dimensionar las consecuencias del comportamiento descripto, sin considerar no por menos importante los perjuicios provocados por el mantenimiento en el tiempo de tarifas atrasadas en términos reales sobre la calidad y el acceso al servicio, es examinar el número de cuadros tarifarios del servicio de gas vigentes en la actualidad.

Así, computando tanto los cuadros tarifarios “plenos” como los denominados “Diferenciales” (con tarifas subsidiadas) de las 9 (Nueve) empresas Distribuidoras de gas del país, el total asciende a la increíble cifra de 179 (ciento setenta y mueve) cuadros tarifarios.

Las causas que explican esta exorbitante cifra son, por un lado, la implementación de la segmentación de los usuarios residenciales en base a los ingresos percibidos, patrimonios y por condición socioeconómica (N1, N2 y N3) y, por el otro, la ampliación a otras zonas geográficas del régimen original de subsidios a los consumos residenciales de las Provincias Patagónicas, Malargüe y La Puna, luego denominado erróneamente como de “Zona Fría”, con descuentos del 50% y 70% sobre la tarifa plena.

Ello obligó a la emisión y aprobación de un número muy significativo de cuadros tarifarios adicionales correspondientes a los usuarios residenciales y a las Entidades de Bien Público. De esa forma, se emitieron tarifas para usuarios residenciales N1, N2 y N3 las cuales a su vez se desdoblaron en dos cuadros tarifarios, cada uno de ellos con descuentos del 50% y 70% sobre tarifa plena respectivamente por el régimen de Zona Fría; a las que se sumaron tarifas con subsidio para las Entidades de Bien Público.

El escenario descripto no resiste evaluación técnica alguna, ya que para un servicio específico (residencial) que requeriría de una sola tarifa que lo remunere, se abrieron una multiplicidad de tarifas basadas en:  a) criterios de  diferenciación de los usuarios por su ingresos y condición socioeconómica (segmentación N1, N2 y N3), b) la localización geográfica del usuario en áreas geográficas definidas como “zonas frías” (si bien se incluyen áreas templadas cálidas y templadas frías) y, c) la condición de Entidad de Bien Público en Zona Fría con tarifa subsidiada.

A ello se suma para agravar la situación, que las tarifas de los segmentos residenciales, exceptuando las del N1 (Mayores Ingresos), no ofrecen señales ni incentivos para un uso racional del servicio e implican una administración engorrosa y una complejidad que dificulta la comprensión para el usuario final.

Simplicidad y consistencia

Ahora bien, a fin de contar con alguna referencia que sustente lo hasta aquí expuesto resulta útil fijar algunos lineamientos que nos permitan estimar cuál sería un número razonable de cuadros tarifarios para todas las categorías -con o sin subsidio- en el estado actual de las cosas.

Para ello se brindan a continuación una serie de condiciones que deberían cumplirse para proyectar de manera simple la cantidad “razonable” de cuadros tarifarios para todos los servicios que se requerirían para las 9 (nueve) Distribuidoras del país.

Dichas condiciones serían: 

Eliminación del esquema de segmentación de los usuarios entre: N1 (Mayores Ingresos, N2 (Menores Ingresos) y N3 (Ingresos Medios) – Decreto 332/22;

Eliminación de los topes de consumos (Resolución SE N° 686/22);

• Revertir la ampliación del subsidio bajo el Régimen de Zona Fría (Ley 27.637) y reimplantar el Régimen de subsidios vigente previamente para las Provincias Patagónicas, Malargüe y La Puna (Ley 25.565).

Así, cumplidas las condiciones mencionadas, el número de cuadros tarifarios ascendería para las nueve Distribuidoras de gas a solo 48 (Cuarenta y Ocho), esto es; 131 (Ciento Treinta y Uno) menos que los actualmente vigentes.

A modo de aclaración, la valoración del número extravagante de tarifas vigentes no representa una mera apreciación descriptiva sino que simboliza, como ya fue referido al inicio del presente artículo, la deficiente gestión desarrollada durante décadas en términos de política tarifaria, no respetándose lo previsto en la normativa ni cumpliendo las reglas establecidas, y consolidando por años un escenario caracterizado por la discrecionalidad y la imprevisibilidad.

Siempre la experiencia acumulada nos brinda enseñanzas para no repetir los errores cometidos, por lo que en la próxima Revisión Tarifaria en la que se definirán las nuevas tarifas para el siguiente quinquenio se deberá sacar provecho de esa experiencia apuntando a la obtención de una estructura tarifaria simple y técnicamente consistente, asumiendo el compromiso de cumplimiento de las reglas de actualización tarifaria durante el quinquenio.

, Néstor Touzet

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CAEM – Litio: Fuerte incremento de la capacidad instalada de producción

La Camara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) destacó que “En los últimos dos años Argentina triplicó su capacidad productiva de carbonato de litio”.

“La reciente inauguración de Centenario Ratones, cuarta planta de producción de litio en el país y la primera en Salta, se suma a una serie de nuevos proyectos y ampliaciones que triplicaron la capacidad instalada en tan solo dos años”, comunicó.

A principios de este mes se inauguró en Salta la planta de Centenario Ratones, con una capacidad de producción de 24.000 toneladas de litio carbonato equivalente (LCE), lo que eleva la capacidad instalada total para producir hasta 136.500 toneladas a nivel nacional. Su construcción empleó 2.500 personas y requirió de al menos U$S 870 millones de inversiones, describió la entidad.

En 2022, con únicamente dos operaciones funcionando, el potencial productivo nacional se ubicaba en las 37.500 toneladas LCE. Hablamos de “potencial productivo” o “capacidad instalada” ya que las nuevas plantas demandan un tiempo hasta poder producir a su máximo nivel. En 2022 la producción alcanzó las 35.050 toneladas, equivalentes a más del 93 % de su potencial ese año, se indicó.

En 2023 se puso en marcha Cauchari Olaroz, tercer proyecto nacional y segundo en Jujuy, que prácticamente duplicó la capacidad previa, gracias a su planta de 40.000 toneladas LCE, con una inversión de U$S 979 millones. En el pico de su construcción empleó a más de 3.300 personas, y actualmente en operación cuenta con más de 2.100 empleados.

La capacidad se multiplicó nuevamente con la entrada en producción de las ampliaciones de los dos proyectos de más larga data. Mina Fénix, inaugurada en 1997, y Salar Olaroz, con inicio en 2015, que añadieron 10.000 y 25.000 toneladas LCE respectivamente, llevando entonces la capacidad instalada total a 112.500 toneladas.

Una vez superados los procesos que permiten que las plantas operen a su máxima capacidad, esto se traducirá en mayores volúmenes de exportación y con ello, mayor ingreso de divisas al país, destacó la CAEM.

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TGS emitió un bono internacional por US$ 490 millones

Transportadora Gas del Sur (TGS), la compañía co-controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki, emitió un un bono internacional por US$ 490 millones, a un costo financiero del 8,75% (cupón del 8,5%) y a un plazo de siete años, con vencimiento en 2031.

En ese sentido, la empresa informó que recibió ofertas por hasta US$ 1.700 millones y que la emisión de este nuevo bono permite refinanciar el bono de US$ 500 millones que vence en mayo 2025.

Se trata de la cuarta emisión de una empresa argentina en el mercado internacional de capitales en 2024, luego de varios años sin emisiones corporativas. “Esto coloca a TGS como una de las empresas con mejor crédito del país”, destacaron desde la firma.

Planta compresora

En línea con su objetivo de ampliar la capacidad de transporte para que el gas de Vaca Muerta llegue a distintos puntos del país, a principios de este mes, la compañía junto a autoridades nacionales, y directivos de Sacde, habilitó la planta compresora de Tratayén, la obra destinada a incrementar en casi un 50% la capacidad de transporte del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK).

Hasta el momento, el gasoducto tenía capacidad para transportar alrededor de 11 millones de metros cúbicos por día (MMm3/día) de gas y con esta obra de infraestructura se amplió a 16 millones.

Oportunidades

A su vez, la compañía tiene en carpeta otros proyectos respecto al gas natural. Uno de ellos es el proyecto National Gas Liquids que tiene como objetivo separar, obtener y transportar liquidos del shale gas de Vaca Muerta. «Hoy ese gas entra en el gasoducto y hay una pérdida de valor, cuando el productor podría estar monetizando esos gases”, explicó Oscar Sardi, en la última edición del Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal.

Se trata de un proyecto que entraría en el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones. Implicaría la modificación de los módulos para la separación y la obtención de líquidos como butano y propano (GLP), además de la construcción de la infraestructura de transporte necesaria para llevar esos líquidos hasta el complejo General Cerri, en Bahía Blanca. Además, requeriría de una inversión superior a los 2500 millones de dólares, según precisó Sardi.

, Redaccion EconoJournal

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Vista aumentó su producción en un 40% anual y redujo sus costos un 6%

Vista Energy, el segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, reportó, en su balance trismestral, un aumento del 40% en la producción total anual, alcanzando los 65.300 barriles diarios de petróleo equivalente. La producción de petróleo, por su parte, registró un incremento del 46%, contabilizando los 57.200 barriles diarios.

A su vez, los números presentados por la compañía, dan cuenta que el “lifting cost” disminuyó un 6% de forma interanual. La compañía conectó 14 pozos en el segundo trimestre, para un total de 25 en la primera mitad de 2024. En las proyecciones su plan de conectar entre 50 y 54 pozos durante el año, un incremento de 68% con respecto a la actividad de 2023.

Por su parte, la inversión durante el segundo trimestre de 2024 fue u$s346 millones. En la segunda mitad del año, “Vista aseguró un contrato en firme para un tercer equipo de perforación y un segundo set de fractura, lo que añade flexibilidad para potencialmente acelerar su plan a partir de 2025”, confirmaron oficialmente.

El EBITDA ajustado en el periodo fue de u$s288,4 millones, un incremento del 90% año contra año. Los ingresos aumentaron un 66% respecto del segundo trimestre del 2023, totalizando u$s396.7 millones.

Los resultados del balance también arrojaron que la compañía registró un flujo de caja positivo de u$s8,3 millones. El precio promedio realizado del crudo fue de 71,8, lo que representa un aumento del 2% en comparación con el precio promedio realizado del crudo del primer trimestre de 2024 y un incremento del 12% respecto al segundo trimestre de 2023.

El 64% de los volúmenes de venta de petróleo, considerando tanto los mercados internacionales como los nacionales, se negociaron a precios de paridad de exportación.

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Exxon se sumó al plan provincial de becas Gregorio Álvarez

El gobernador del Neuquén, Rolando Figueroa, firmó un convenio de cooperación con el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y la empresa energética Exxon, para su incorporación al Plan de Becas Dr. Gregorio Álvarez, con un aporte de 250.000 dólares. El programa de becas apunta a generar oportunidades, lograr la permanencia, egreso y reinserción escolar en todos los niveles educativos, en cada localidad de la provincia.

Tras la firma, Figueroa manifestó su agradecimiento a las empresas que ya se han incorporado “porque nosotros consideramos que la sustentabilidad social es vital para el crecimiento como provincia. Que la industria permanentemente aporte en este sentido nos hace a nosotros poder lograr uno de los pilares que estamos sosteniendo en esta gestión que es la educación”.

Detalló que el programa de becas tiene más de 12.000 jóvenes en estado de becario y más de 1.000 becas terciarias, “que le permiten a muchos chicos poder tener la oportunidad de estudiar, que no es poca cosa, y vamos permanentemente mejorando nuestras inversiones para poder lograr que este programa de becas llegue verdaderamente a donde tiene que llegar”.

Por su parte, el Lead Country Manager de Exxon Argentina, Daniel De Nigris, destacó que “para nosotros la educación es uno de los pilares sociales más importantes, donde Exxon hace inversión social. Esta inversión social en lugares, en comunidades como la provincia de Neuquén, es crítica, no solamente porque asegura niveles de prosperidad y economía adecuadas para la provincia, sino también porque a futuro asegura recursos calificados, idóneos, profesionales, que van a ser parte de la industria”.

El director de Relaciones Institucionales del IAPG, Martín Kaindl, destacó que “la educación es la herramienta de movilidad social más importante que hay y especialmente en áreas donde opera la industria, que se puedan capacitar los recursos locales para que se incorporen a la actividad es más que importante y aseguran el desarrollo local”.

El Plan de becas otorga aportes a neuquinos y neuquinas de entre 4 y 35 años, para acompañar su desarrollo educativo, personal y su formación integral. Además, contempla el acompañamiento a las trayectorias educativas, favoreciendo el ingreso, la permanencia y el egreso escolar.

Es una de las iniciativas medulares que puso en marcha el gobernador para reforzar las áreas esenciales (como Educación, Salud y Seguridad), cuyas partidas presupuestarias también pudo fortalecer debido al programa de austeridad que incluyó, entre otras cosas, la eliminación de gastos innecesarios del Estado.

Las becas -destinadas a redistribuir oportunidades- ya comenzaron a pagarse y se financian con los aportes de compañías vinculadas a la actividad hidrocarburífera, como Pluspetrol, Phoenix Global Resources, YPF, la estatal neuquina Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, Vista y Shell.

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París 2024 impulsa la movilidad sustentable

Restan nada más que días para el inicio de los Juegos Olímpicos Paris 2024 y el Comité Olímpico Internacional (COI) busca que esta edición sea la más sustentable de la historia.

Durante los Juegos Olímpicos y también en los Paralímpicos, a disputarse del 28 de agosto al 8 de septiembre, tanto los atletas como los funcionarios, los voluntarios, los medios acreditados y los espectadores podrán trasladarse de un recinto a otro sin necesidad de contaminar: habrá disponible una flota de vehículos sustentables.

Tendrán alrededor de 700 vehículos de movilidad personal de último tramo. Por un lado serán 250 C+walkS con asiento y C+walkT para usar de pie, al estilo “monopatín”. Ambos son vehículos eléctricos a batería con una velocidad máxima de 6 kilómetros por hora, que cuentan con sistemas de detección de obstáculos frontales.

Para los usuarios de sillas de ruedas también proporcionará 50 impulsores electrónicos (e-pullers) en la villa de los atletas. Se pondrán a disposición 150 adicionales durante la ceremonia de apertura de los Juegos Paralímpicos.

También se verá un servicio de movilidad compartida impulsado por la aplicación móvil KINTO Share. Además se desplegarán alrededor de 250 vehículos eléctricos APM (Accessible People Movers) y 150 Proace Verso, también eléctricos a batería y accesibles para sillas de ruedas. 

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Ley de prórroga en Río Negro: ¿cuál es el período de inscripción para las empresas?

La prórroga de las concesiones hidrocarburíferas por 10 años tuvo su aprobación mayoritaria en la Legislatura de Río Negro. Desde la Secretaría de Energía y Ambiente de Río Negro, dieron a conocer los plazos para la inscripción de las operadoras.

El proyecto especifica diversas condiciones generales que deben respetar las empresas concesionarias al suscribir los acuerdos de prórroga, como compromisos ambientales, priorización de mano de obra local, inversiones y actividades para el desarrollo de las áreas hidrocarburíferas, mantenimiento de instalaciones y obligaciones de información.

En cuanto a las fechas y plazos establecidos para las operadoras, tendrán un plazo de 10 días hábiles a partir de la publicación de la ley en el Boletín Oficial para la adquisición del pliego de bases y condiciones. Respecto a la presentación de la documentación, el período será de 30 días corridos a partir del cierre del plazo para obtener dicho pliego.

En lo que refiere al plazo para el tratamiento de las condiciones mínimas de las prórrogas, este no podrá exceder los 60 días desde el inicio del proceso.

Durante lo que dure todo este proceso, que tendrá un plazo de no más de 90 días, las concesionarias deberán presentar la propuesta del plan de inversión y actividades, Plan de Remediación Ambiental y el Plan de Adecuación y Mantenimiento de Instalaciones y Equipos ejecutará en el marco del objeto del presente llamado.

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Nuevos cuadros tarifarios para usuarios de Edesur y Edenor

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) aprobó el nuevo cuadro tarifario para usuarios N2 y N3 (ingresos bajos y medios) que no tengan acceso al servicio de gas natural y gas propano indiluido por redes, en las zonas frías de Edenor y Edesur.

La novedad se da en el marco del Decreto 465/2024, publicado a fines de mayo, en el que el Gobierno determinó que entre el 1° de julio y el 30 de noviembre la Secretaría de Energía aplicará un reordenamiento gradual de los recursos monetarios del Estado destinados al costo de los precios mayoristas de luz y gas.

Así, se iniciará una quita de subsidios para los usuarios N2 (bajos) y N3 (medios).

El nuevo cuadro tarifario, definido en las resoluciones 435 y 436 del ENRE, se aplicará a partir de junio.

Nuevo cuadro tarifario de luz en zonas frías de Edesur

Tarifa 1 – R Nivel 2 bajos ingresos

R1 Cargo Fijo 0 -150 $/mes $783,430 – Cargo Variable 0 -150 $/kWh $31,711

R2 Cargo Fijo 151-400 $/mes $1.644,450 – Cargo Variable 151-400 $/kWh $31,979

R3 Cargo Fijo 401-500 $/mes $5.651,940 – Cargo Variable 401-500 $/kWh $37,659

R4 Cargo Fijo 501 a 600 $/mes $9.216,860 – Cargo Variable 501 a 600 $/kWh $39,579

R5 Cargo Fijo 601 a 700 $/mes $24.910,600 – Cargo Variable 601 a 700 $/kWh $50,792

R6 Cargo Fijo +700 $/mes $28.592,580 – Cargo Variable +700 $/kWh $51,699 ($103,681 por el excedente a los 700 kWh/mes)

Tarifa 1 – R Nivel 3 ingresos medios

R1 Cargo Fijo 0 -150 $/mes $783,43 – Cargo Variable 0 -150 $/kWh $43,26

R2 Cargo Fijo 151-400 $/mes $1.644,45 – Cargo Variable 151-400 $/kWh $43,53

R3 Cargo Fijo 401-500 $/mes $5.651,940 – Cargo Variable 401-500 $/kWh $49,209

R4 Cargo Fijo 501 a 600 $/mes $9.216,860 – Cargo Variable 501 a 600 $/kWh $51,129 ($91,561 por el excedente a los 500 kWh/mes)

R5 Cargo Fijo 601 a 700 $/mes $24.910,600 – Cargo Variable 601 a 700 $/kWh $62,342 ($102,774 por el excedente a los 500 kWh/mes)

R6 Cargo Fijo +700 $/mes $28.592,580 – Cargo Variable +700 $/kWh $63,249 ($103,681por el excedente a los 500 kWh/mes)

Nuevo cuadro tarifario de luz en zonas frías de Edenor

Tarifa 1 – R Nivel 2 bajos ingresos

R1 Cargo Fijo 0 -150 $/mes $791,270 – Cargo Variable 0 -150 $/kWh $31,594

R2 Cargo Fijo 151-400 $/mes $1.687,650 – Cargo Variable 151-400 $/kWh $31,897

R3 Cargo Fijo 401-500 $/mes $5.818,970 – Cargo Variable 401-500 $/kWh $37,498

R4 Cargo Fijo 501 a 600 $/mes $9.309,040 – Cargo Variable 501 a 600 $/kWh $39,321

R5 Cargo Fijo 601 a 700 $/mes $24.526,030 – Cargo Variable 601 a 700 $/kWh $43,355

R6 Cargo Fijo +700 $/mes $28.923,740 – Cargo Variable +700 $/kWh $45,509 ($97,554 por el excedente a los 700 kWh/mes)

Tarifa 1 – R Nivel 3 ingresos medios

R1 Cargo Fijo 0 -150 $/mes $791,270 – Cargo Variable 0 -150 $/kWh $43,158

R2 Cargo Fijo 151-400 $/mes $1.687,650 – Cargo Variable 151-400 $/kWh $43,461

R3 Cargo Fijo 401-500 $/mes $5.818,970 – Cargo Variable 401-500 $/kWh $49,062

R4 Cargo Fijo 501 a 600 $/mes $9.309,040 – Cargo Variable 501 a 600 $/kWh $50,885 ($91,366 por el excedente a los 500 kWh/mes)

R5 Cargo Fijo 601 a 700 $/mes $24.526,030 – Cargo Variable 601 a 700 $/kWh $54,919 ($95,400 por el excedente a los 500 kWh/mes)

R6 Cargo Fijo +700 $/mes $28.923,740 – Cargo Variable +700 $/kWh $57,073 ($97,554 por el excedente a los 500 kWh/mes)

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Minería: transición energética y RIGI cómo puede impactar la normativa en los proyectos locales

Proyectos mineros como Josemaría y Filo Del Sol en San Juan y Taca Taca, en la puna salteña, están expectantes por la puesta en marcha del RIGI. Dicha normativa aplica a las “Grandes Inversiones” en proyectos de energía, petróleo y gas. En este contexto, se esperan movimientos en las economías regionales involucradas en la producción de energía limpia. “Argentina tiene un gran potencial para la producción de energía verde. Desde Buenos Aires hacia el sur del país, se destacan las condiciones de desarrollo para la energía eólica. También, en el norte, la energía fotovoltaica tiene buenas posibilidades. De este modo, […]

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Política: El Gobierno oficializó el Consejo de Mayo

Ocho días después de la firma del Pacto de Mayo se estableció el Consejo de Mayo, que será el encargado de llevar adelante las medidas a las que se comprometieron el presidente Javier Milei con su hermana, la secretaria general de la Presidencia, Karina Milei, los titulares de ambas cámaras del Congreso y los gobernadores. Este grupo quedó instrumentado por el decreto 617/2024 que publicó la Casa Rosada este miércoles. En el texto de la norma, la gestión mileísta recordó a los gobernadores que firmaron el tratado en Tucumán el pasado 9 de julio en un acto que comenzó en […]

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Actualidad: Del recurrente tema de los saldos a favor

En esta oportunidad, nos convoca analizar una pequeña – y más que merecida- victoria obtenida por un contribuyente en el remanido tema de los excesivos saldos a favor (SAF) que se originan como consecuencia de una utilización irrazonable del denominado “SIRCREB”, acrónimo de Sistema de Acreditación y Control de Acreditaciones Bancarias. Puntualmente, nos referiremos a la medida cautelar dictada por la Sala II de la Cámara Contencioso Administrativo Federal en la causa “Adeco Agropecuaria SA c/ Comisión Arbitral de Convenio Multilateral – res. 104/04 s/ proceso de conocimiento”[1].                 Breve reseña del caso […]

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Gas: Licitaron la primera etapa de la obra de gas de Valle Chico

El intendente de Esquel encabezó esta mañana la apertura de sobres por la licitación de la primera etapa de la obra de gas para Valle Chico, que consiste en la compra de materiales para ser instalados. Al respecto, el intendente, Matías Taccetta, manifestó que “es una obra esperada hace mucho tiempo y esta sería la primera etapa. Vamos a hacer un cambio con respecto a la idea original, que era una conexión desde la Ruta 259 hasta Valle Chico, la idea nuestra es conectar desde el Centro de Encuentro y que sean beneficiados también todos los vecinos del Badén III […]

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Minería: Japón pone sus ojos en la provincia de San Juan

Una delegación de JETRO se encuentra en San Juan para investigar oportunidades de inversión en la industria minera. Influenciados por proyectos locales, los empresarios japoneses pretenden promover la cooperación tecnológica y el desarrollo de servicios mineros. Adrián Alonso, director de Comercio Exterior, detalló recientemente el importante involucramiento de JETRO (Organización Japonesa de Comercio Exterior) en la provincia de San Juan, destacando los encuentros con el sector privado y los avances logrados en la promoción de inversiones. Al llegar a San Juan, la delegación japonesa estaba interesada principalmente en el desarrollo minero, pero también en la viticultura y otras industrias productivas. […]

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Empresas: Una importante operadora argentina de Vaca Muerta, más cerca de quedarse con la gigante Loma Negra

Acuciados por deudas, los accionistas brasileños pusieron a la venta la histórica empresa cementera. Tras la caída de la operación con una siderúrgica del vecino país, un grupo argentino se posiciona como uno de los principales candidatos a comprarla. Loma Negra, empresa emblemática de la industria argentina del cemento, está próxima a cambiar de manos nuevamente. El holding extranjero dueño de la compañía ha decidido ponerla a la venta, debido a las cuantiosas deudas que posee y a un cambio de estrategia de negocios. Tras la caída de la operación con un grupo brasileño, una empresa argentina líder en el […]

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Inversiones: San Antonio adhirió al RIGI y se prepara para recibir grandes inversiones

San Antonio Oeste se adhirió al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) establecido por la Ley Nacional Nº 27.742. De este modo se suma al impulso de la provincia en ser la primera en adherir al régimen que tiene como objetivo fomentar el desarrollo económico y atraer grandes inversiones a la región. «Quiero expresar mis felicitaciones al intendente Adrián Casadei por esta decisión tan importante para nuestro querido San Antonio Oeste por adherirse plenamente al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones”, expresó Weretilneck. El RIGI busca establecer un marco regulatorio que promueva el crecimiento económico a través de incentivos […]

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Energías renovables: se inauguró en San Gregorio un parque fotovoltaico

Se trata de un ejemplo del modelo asociativo de implementación de Prosumidores 4.0, el programa que impulsa las energías renovables en Santa Fe. La obra fue ejecutada por la cooperativa de servicios Coopescrevi y será el primer parque en la zona. “Queremos preparar a toda una región que tiene potencial en recursos naturales para producir más”, afirmó Verónica Geese. En San Gregorio quedó formalmente inaugurado un parque fotovoltaico que, además, representa la primera experiencia del programa Prosumidores 4.0. “Se trata de una experiencia innovadora y también colaborativa, así que sin dudas es un gran modelo para ver y replicar”, señaló […]

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Internacionales: Mayaya, el yacimiento que podría revitalizar al gas de Bolivia

El pozo Mayaya Centro X1, según YPFB, resulta en 1,7 trillones de pies cúbicos de gas natural. Los plazos de producción y las inversiones proyectadas en Bolivia. El yacimiento Mayaya, el mayor de este tipo en casi dos décadas, fue descubierto por la compañía YPFB, quien podría convertirse en el tercer bloque productor del país. Según las proyecciones, el pozo petrolero Mayaya Centro X1 tiene un potencial de 1,7 billones de pies cúbicos (TCF) de gas natural. Luis Arce, presidente de Bolivia, afirmó en este contexto que el país vive su mayor descubrimiento desde 2005 y que la recuperación de […]

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Internacionales: La producción de hidrocarburos líquidos en Perú sube el 3,1 % en junio de 2024

Según un informe del gremio publicado este miércoles, la producción de hidrocarburos líquidos de Perú, que incluyen petróleo y líquidos de gas natural, aumentó en junio del pasado por un 3,1% en comparación al mes anterior, con 122.500 barriles por día. Como resultado, las inversiones en el sector aumentaron a 36,5 millones de dólares en abril del año. Según el Boletín Estadístico Mensual de Hidrocarburos, la producción nacional de petróleo disminuyó un 11% en junio a 41.900 barriles día, mientras que los líquidos de gas natural disminuyeron un 5% a 80.600 barriles día y el gas natural aumentó un 3,8% […]

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Cómo funciona el esquema de Tarifa Social que le costará este año a la provincia de Buenos Aires 53.600 millones de pesos

Desde enero de 2019 y en virtud del Consenso Fiscal suscripto el 13 de septiembre de 2018, que fue aprobado a través de la Ley N° 27.469, cada una de las provincias acordó definir la tarifa eléctrica diferencial en función de las condiciones socioeconómicas de sus usuarios residenciales. Con esta decisión, la responsabilidad que tenía Nación de solventar el esquema de Tarifa social -a fin de que determinados usuarios paguen un precio más bajo por los servicios públicos- se trasladó a cada una de las jurisdicciones y fueron las provincias las que decidieron darle continuidad o no al esquema.

Tanto en la provincia de Buenos Aires como en Capital Federal se decidió seguir con el esquema de subsidios que estaba vigente, heredado de lo que era la tarifa social nacional, y continuar subsidiando la tarifa de los usuarios. Frente a este escenario, en 2023 la Provincia devengó en concepto de Tarifa Social cerca de $18.000 millones de pesos. En diálogo con EconoJournal, el Subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni, indicó que “para este año se estima que esta política de subsidios implicará una erogación de $53.600 millones, representando un incremento del 184% respecto de 2023”.

Esto es así porque desde la Provincia se estableció un nuevo régimen de Tarifa Social Eléctrica -aprobado a través de la Resolución 771/2024 del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la provincia de Buenos Aires – y con esto la cobertura de usuarios pasó de 1,7 millones de beneficiarios a tres millones, incluyendo a los usuarios N2 que no estaban dentro de la Tarifa Social.

¿Cómo funciona la Tarifa Social?

Si bien el gobierno nacional definió que el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) para los usuarios del Nivel 2 (bajos ingresos) – en el que se encuentran los beneficiarios de la Tarifa Social- sea más bajo en comparación con el de los consumidores del Nivel 1 (altos ingresos) y del Nivel 3 (ingresos medios), los usuarios alcanzados por Tarifa Social que consumen hasta 150 kWh/mes no abonan el PEST, que es uno de los tres componentes que se cargan en la factura de electricidad, junto con el Valor Agregado de Distribución (VAD)  y el margen de transporte.

En los hechos, la Tarifa Social implica dos bloques subsidiados de 150 kWh/mes (consumo base) para los usuarios. El primer bloque cuenta con un subsidio del 100% que es financiado por el gobierno provincial, es decir, la Tarifa Social subsidia el 100% sobre el PEST, ya su vez, tiene un descuento del 50% sobre el bloque de 150 KWh/mes excedentes.

Si los usuarios tienen un consumo que se ubica por encima de los 300 KWh/mes, deben abonar el precio estacional de Nivel 2 pleno, es decir, sin subsidio.

El esquema está destinado a usuarios residenciales con un ingreso neto inferior a dos jubilaciones mínimas, hogares con ingresos limitados a gastos de subsistencia.

También, a hogares donde cualquier integrante cuente con certificado de discapacidad o enfermedades crónicas y a hogares monoparentales, inmuebles no residenciales que sean utilizados como vivienda.

¿Cuál es el impacto que tiene para la provincia de Buenos Aires?

Lo que ocurre con este esquema de subsidios es que cuando se aplica un nuevo aumento en las tarifas eléctricas esto repercute de forma directa en la Provincia, puesto que el esquema de segmentación tarifaria que se comenzó a aplicar durante la gestión anterior se superpone con el de Tarifa Social. Esto es así debido a que cuando comenzó la inscripción al Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) se llevó a cabo un cruce de datos con los padrones provinciales y todos los usuarios que eran beneficiarios de la Tarifa Social quedaron nucleados en el Nivel 2, de bajos ingresos. Por lo que, cuando se aumentan las tarifas de los N2 a quien más afecta la suba es a la Provincia, que es la que debe solventar la Tarifa Social.

El impacto que tuvieron los últimos aumentos en las tarifas de electricidad aplicados por el gobierno nacional significó para la provincia de Buenos Aires un incremento del 80% en promedio para los N2; de un 14% para los N1 y de un 69% para los N3, teniendo en cuenta las facturas de un usuario residencial con un consumo de 150 kWh/mes incluyendo impuestos.

Las facturas de EDEA para los N2 que en marzo rondaban los $ 9.186 en junio se ubicaron en torno a los $14.675. Las facturas de EDEN que en marzo se estaban en los $ 11.597 en junio alcanzaron los $ 17.046.

A su vez, las boletas de EDES en marzo para los N2 representaban $ 12.990 y en junio $ 18.424. Mientras que las de EDELAP en marzo estaban en $ 8.133 y en junio en $ 13.965.

La decisión de la Provincia

Si bien desde 2019 la provincia de Buenos Aires financia el costo de la Tarifa Social eléctrica, Ghioni indicó que “al principio de su implementación una parte de un préstamo del Banco Mundial financió este esquema. Pero en la actualidad es financiado de manera íntegra con recursos de la Provincia”.

Además, el funcionario explicó que con el nuevo esquema de Tarifa Social “también se aplicará la asignación de una bonificación que consiste en un monto fijo mensual que se deducirá de los conceptos eléctricos facturados, antes de los impuestos”.

Con esto, el esquema pasará a aplicarse a todos los hogares con ingresos menores a los $870.000, pertenecientes al grupo N2 del padrón de segmentación nacional.

, Loana Tejero

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FES Chile: Enlight y Chemik se suman al debate sobre el futuro de la energía solar y almacenamiento

Future Energy Summit (FES) volverá a realizar un mega evento en Chile por tercer año consecutivo, en el que espera reunir a más de 400, ejecutivos de compañías, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyecto, tecnólogos, EPCistas, generadores y gremios líderes del sector renovable de la región.

La cumbre FES Chile se realizará los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago. Es decir que serán dos jornadas llenas de oportunidades de networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales.

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Uno de esos debates estará destinado al futuro de la energía solar, tanto en el segmento de la gran escala, como también la generación distribuida y el papel del almacenamiento. 

Para dicho panel de debate, ya confirmaron la participación dos empresas con amplia trayectoria en el sector renovable de la región y que ofrecen productos a medida para el avance de la transición energética: Enlight y Chemik Group

Enlight es una firma con más de una década en el mercado energético global, especializada en sistemas de almacenamiento de energía con baterías (BESS), integraciones en grandes redes para centrales generadoras, red de transmisión y microrredes para grandes empresas. desde la fase de diagnóstico, diseño, implementación y mantenimiento. 

Aura Rearte, gerente de Desarrollo de Negocios de Enlight, será quien aportará la perspectivas de la energía fotovoltaica por parte de la entidad con presencia en México y Chile; sumado a que es embajadora WiE en el Consejo Mundial de Energía (WEC); por lo que será una voz autorizada en FES Chile. 

Chemik Group, por su parte, es una empresa con más de 25 años de historia especializada en la fabricación de cuadros eléctricos, ya sea en serie (lotes) o bajo proyectos de forma individualizada, incluyendo el diseño, desarrollo y producción de dichas soluciones. 

Héctor Erdociain, CSO de Chemik Group, estará en el panel de debate tras su reciente participación en el mega evento FES Iberia, donde se dieron a conocer las principales novedades y puntos de vista a futuro para las energías renovables de España y Latinoamérica. 

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Incluso, en FES Iberia, Erdociain aconsejó la participación temprana de los fabricantes para optimizar los proyectos de plantas renovables, a la par que presentó innovaciones como el St+ (string plus), que optimiza la instalación de módulos y reduce la huella de carbono.

Además, la tercera edición de un evento de Future Energy Summit en territorio chileno ya cuenta con entradas Early Bird a la venta (hasta el 2 de septiembre) y dos jornadas llenas networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales, junto a diversos partners; entre los que se destacan Sungrow, Huawei, Seraphim, JA Solar, Nextracker, Trina Solar, Solis, LONGi Latam, Risen, Chemik, Black and Veatch, DIPREM, Goodwe, Jinko, AE Solar, ZNShine y Canadian Solar. 

Asimismo,  ACEN, ACENOR, ACESOL, ACSP, Generadoras de Chile, ADELAT, ACERA, MERL, AUDER, GPM AG, AICE, OLADE, Raveza y AtZ acompañarán la cumbre del 27 y 28 de noviembre como strategic partners. 

Por lo que FES Chile nuevamente será un espacio para promover el diálogo y explorar sinergias entre las principales empresas y personas protagonistas del sector renovable del Cono Sur. Adquiera su entrada para acceder a la cumbre en Chile en el Hotel Intercontinental de Santiago a través de este link.

¡No deje pasar la oportunidad de asistir a este mega evento!

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SPR ratifica los beneficios del Proyecto Ley 4565 para el impulso renovable en Perú

En marzo de este año, el Poder Ejecutivo incluyó en su solicitud de delegación de facultades legislativas enviada al Congreso de la República, mejoras regulatorias que buscan la apertura del mercado eléctrico a nuevos competidores, diversificar y descentralizar las fuentes de generación.

Con esta iniciativa, se propone modificar la Ley 28832, norma para asegurar el desarrollo eficiente de la Generación Eléctrica, con el objetivo de incrementar la competencia, promover inversión en nuevas fuentes de generación eléctrica, conseguir menores costos de generación y menos contaminante, lo que contribuirá a reducir las tarifas eléctricas que pagan millones de usuarios.

Se trata de las mismas modificaciones que se plantearon en el Proyecto de Ley 4565 que fue enviado en marzo del 2023 al Congreso de la República pero que no han logrado pasar a pleno: la separación de energía y potencia en los contratos de suministro y el establecimiento de bloques horarios al estilo chileno.

En este marco, durante el evento «Transición Energética, la experiencia peruana y lecciones de la región», un espacio de debate organizado por la congresista Diana Gonzales y Videnza Instituto, el presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), Brendan Oviedo Doyle, hizo hincapié en la necesidad de avanzar con el proyecto de ley (PL).

“Esta iniciativa es fundamental para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica. Busca abrir la competencia en el mercado eléctrico peruano para garantizar el ingreso de nuevos concurrentes para que los bajos costos de la generación renovable, se puedan trasladar en favor de millones de usuarios”, destacó.

Argumentó que, tal como se encuentra redactada la regulación actual, solo los actuales operadores del sector eléctrico peruano se encuentran en condiciones de desarrollar energía solar. En otras palabras, en el régimen actual se obliga a contratar potencia y energía de manera conjunta, lo que limita la participación de las centrales de generación fotovoltaica. Por ello, este cambio permitiría la participación de todas las tecnologías de generación eléctrica en las licitaciones de suministro de las empresas distribuidoras.

Según Oviedo Doyle, los efectos del cambio climático evidencian la necesidad de que el Congreso apruebe el dictamen en mayoría del PL 4565, que se encuentra desde hace un año a la espera de ser debatido en el pleno del Parlamento. 

En este sentido, explicó que el incremento de la sequía por efecto del cambio climático afecta y continuará afectando la producción hidroeléctrica. Sumado a esto, se prevé que el Perú sufra en algunas décadas un importante estrés hídrico por el retroceso de sus glaciares.

“La transición energética en lo que respecta a la matriz eléctrica se trata fundamentalmente, además de un tema de libre competencia y mejores costos, de un esfuerzo de adaptación a los desafíos que representa para nuestro país el cambio climático”, insistió. 

A su turno, el resto de los expositores y panelistas que participaron del evento, resaltaron la importancia de tomar lo mejor de la experiencia de otros países como Chile para orientar el proceso peruano. De esta forma, propusieron reforzar el sistema de transmisión, principalmente por el agotamiento de nuestras reservas probadas de gas natural, el cual fue calificado como un “energético puente hacia las energías renovables no convencionales”.

A su vez, en conversaciones con Energía EstratégicaRaquel Carrero, gerente general de la SPR, se sumó al pedido y manifestó: “Deben hacerse todos los esfuerzos para que se implementen dichos cambios lo más pronto posible. Estos favorecen a los usuarios eléctricos, hogares, comercios y a todos los sectores productivos en general. El objetivo es trasladar los precios competitivos de las energías renovables a la tarifa eléctrica porque actualmente no está ocurriendo”.

Y concluyó: “Estas limitaciones para el desarrollo de la energía solar y que en el caso de la energía eólica recién se levantaron en el 2020, nos ha llevado a intensificar el uso del diésel para generar electricidad y atender la demanda eléctrica. Por ello, se trata de un tema económico y de seguridad nacional: necesitamos diversificar, descentralizar, abrir el mercado, ese es el camino”.

 

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Seraphim reestructura su canal de distribución y desarrolla nuevas alianzas en México

Seraphim, fabricante líder de la industria fotovoltaica global, tiene una fuerte presencia en México desde el año 2017  y se destaca como una de las marcas que ha superado participaciones del 10% en la cuota de mercado con sus módulos solares de alta calidad. En la actualidad, su equipo está desplegando una estrategia integral para recuperar aquel ritmo de ventas y aspirar a más.

«México para nosotros es un mercado no solamente importante por lo que reviste como potencial sino con la realidad que tiene también», afirmó José Luis Blesa González, gerente regional para Latinoamérica de Seraphim.

Para adaptarse de la mejor forma a las demandas del mercado mexicano, la empresa ha implementado cambios significativos en sus políticas de asociación con distribuidores y en su infraestructura de recursos humanos tanto en el país como en el resto de la región.

«En función de la información que hemos recibido directamente de los clientes, hemos tomado una decisión muy importante que es la de reestructurar nuestros canales de distribución», explicó José Luis Blesa González. Esta definición estratégica estaría destinada a recuperar y fortalecer su participación en el mercado, que históricamente ha sido significativa para la empresa.

Actualmente, Seraphim posee alrededor del 4% del market share en México, en los segmentos de generación distribuida y utility scale. Y ya empiezan a ver los resultados al alza para acercarse a su 10% histórico a través de nuevas alianzas con actores estratégicos.

«Hoy por hoy, estoy con proyectos de utility en cartera y con grandes probabilidades de consecución», indicó Blesa.

La receptividad de México hacia los productos de Seraphim ha sido sobresaliente, lo que llevó a que la marca permanezca entre los líderes del mercado. Según comentó Blesa Gonzáles, tras la pandemia en el periodo de transición de 2022 a 2023, e incluso hasta 2024, el mercado mexicano ha visto una reconfiguración significativa, con la entrada y salida de marcas de la categoría Tier One. Seraphim ha logrado mantenerse en esta lista exclusiva, lo que ha generado un aumento en la demanda directa de sus productos por parte de los clientes.

Como parte de su compromiso con el crecimiento de la energía renovable en Latinoamérica y su participación activa en cada mercado, Seraphim confirmó su permanencia durante este año como una de las Diamond Partners principales para los eventos Future Energy Summit (FES) en Argentina, México, Centroamérica y el Caribe, donde sus directivos tuvieron una participación destacada.

En el marco de una entrevista exclusiva en FES Mexico, el gerente regional para Latinoamérica de Seraphim expresó su gratitud hacia FES, señalando que «provee una vidriera de alta calidad y de renombre», lo cual es crucial para su estrategia de posicionamiento de marca.

Expectativas del mercado y planes futuros

Durante una entrevista con Guido Gubinelli, director periodístico de Energía Estratégica, el gerente regional de Seraphim también compartió sus perspectivas sobre el futuro del mercado mexicano de energía renovable. Con el nuevo gobierno enfocado en este sector, Blesa considera que las estimaciones actuales de entre 800 MW y 1 GW de generación distribuida podrían ser superadas ampliamente. «Sinceramente creo que pueden quedarse muy cortos; por ahí pueden llegar quizás a un 50 % o un 60 % más», estimó.

Para aprovechar estas oportunidades, Seraphim está trabajando en el fortalecimiento de su red de distribuidores para localizar su oferta de productos. Blesa señaló con orgullo que los distribuidores recalificados y potenciados de la empresa ya están adoptando el último de sus módulos con tecnología TOPCon con eficiencias del 22.8% superiores a los monoPERC, en potencias entre 580 W y 585 W.

«Siempre suele haber como una especie de miedo de reticencia a hacer ese cambio, como una especie de dislexia cognitiva diría yo, por el miedo al desconocimiento», observó Blesa. Sin embargo, destacó que en México partners de Seraphim, como Corporativo Soles, Solarama y Enerpoint,  han superado estas barreras y están logrando cifras de ventas impresionantes, con una demanda constante.

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Argentina sobrepasó los 40 MW instalados en generación distribuida

La generación distribuida en Argentina continúa con el ritmo de crecimiento promedio en lo que va del año, de tal manera que el país ya sobrepasó los 40 MW de capacidad instalada bajo la ley N°27424 a lo largo de 15 jurisdicciones. 

De acuerdo a los datos relevados por la Secretaría de Energía de la Nación, hay 1892 proyectos que completaron la instalación y se convirtieron en usuarios – generadores (U/G), que suman 42412 kW de potencia instalada y conectada a la red mediante un medidor bidireccional. 

La evolución durante el mes de junio fue de 58 U/G (la segunda más alta del año por detrás de los 64 U/G de mayo) que aportaron 3497 kW de capacidad (el récord del 2024 lo tiene el mes de enero con 3729 kW). 

Esto significa que, a lo largo del corriente año, se incorporaron 300 nuevos usuarios – generadores y 11.743 kW de potencia; por lo que, de continuar esta dinámica Argentina podría el crecimiento dado en 2023, considerando que en dicho año hubo 526 U/G y 12.631 kW instalados. 

La mayor parte de los proyectos que hoy en día se encuentran en funcionamiento provienen del sector residencial (1100 U/G – 58,13% del total), seguido por el rubro comercial – industrial (694 U/G – 36,68%). 

Aunque en cuanto a la capacidad en la materia, éstos últimos segmentos son los que predominan con 32147 kW, es decir más de tres cuartos de toda la potencia instalada; mientras que los hogares del país sólo tienen 4908 kW operativos. 

Además de los sistemas ya en marcha y conectados a la red, el Poder Ejecutivo Nacional dio a conocer que existen otros 589 usuarios – generadores con trámites en curso, los cuales podrían sumar 15842 kW de potencia una vez estén aprobados y se conecten a la red.

¿Cómo se reparten por provincia? 

Córdoba nuevamente lidera el ranking entre las 15 jurisdicciones que figuran en el último reporte de avance de la Secretaría de Energía, gracias a 846 proyectos que completaron la instalación y se convirtieron en U/G, los cuales totalizan 16359 kW; sumado a que tiene otros 113 trámites en curso por 2235 kW. 

En segundo lugar se ubica la provincia de Buenos Aires con 552 usuarios – generadores y 9884 kW de capacidad instalada; mientras que San Juan se convirtió en el tercer territorio del país con más potencia en generación distribuida (4270 kW en 94 U/G), aunque CABA lo supera en proyectos conectados (124 U/G y 2981 kW).

De todos modos, cabe aclarar que aún no figura la provincia de Santa Fe a pesar que adhirió a la Ley N° 27424 a fines de abril (ver nota) y que relanzó el programa Prosumidores 4.0 con líneas de créditos especiales del Consejo Federal de Inversiones. 

Por tanto los números en todo el país podrían aumentar considerablemente una vez se computen sus datos, ya que se debe en cuenta que Santa Fe posee aproximadamente 1200 instalaciones de generación distribuida entre el programa Prosumidores y el programa Energía Renovable para el Ambiente (ERA), que podrían entrar bajo la nueva órbita de la normativa nacional de GD.

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CNEE autorizó la conexión de 10 proyectos de generación distribuida renovable

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) lidera en el desarrollo del subsector eléctrico de Guatemala. De conformidad con lo estipulado en la Ley General de Electricidad (LGE) la entidad continúa evaluando la pertinencia de nuevos proyectos de generación y emitiendo nuevas resoluciones para autorizar su conexión, garantizando el libre acceso y uso de las líneas de transmisión y redes de distribución disponibles.

Tal es así que en el primer semestre del año 2024 los comisionados resolvieron la incorporación de 10 centrales de generación distribuida renovable al Sistema Nacional Interconectado (SNI) mediante su conexión a las redes de empresas distribuidoras.

Los nuevos emprendimientos, en su mayoría de tecnología solar fotovoltaica, cuentan con potencias máximas autorizadas de hasta 5 MW y entre todos suman 34,42 MW de capacidad.

A continuación se detalla, resolución junto al nombre de empresa propietaria, distribuidora en la zona de concesión y proyecto junto a su potencia máxima autorizada:

CNEE-60-2024 – Autorizar a la entidad Central Hidroeléctrica Sulin, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Distribuidora de Electricidad de Oriente, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Hidroeléctrica San Antonio» (2 MW)
CNEE-61-2024 – Autorizar a la entidad IELOU ENERGY, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Parque Solar Fénix 2 Monterrico» (4.8 MW)
CNEE-62-2024 – Autorizar a la entidad Gadissa, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Distribuidora de Electricidad de Oriente, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Parque Solar El Obispo» (5 MW)
CNEE-80-2024 – Autorizar a la entidad Tuncaj, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Planta Solar Las Pilas», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado -SNI- en el circuito de media tensión 508 en 13.8 kV, alimentado desde la Subestación Los Lirios (5 MW)
CNEE-83-2024 – Autorizar a la entidad Caudales Renovables, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Distribuidora de Electricidad de Occidente, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Los Soles», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado en la salida de media tensión Santo Domingo en 13.8 kV, alimentado desde la Subestación Mazatenango. (1.95 MW)
CNEE-125-2024 – Autorizar a la entidad Guatemala Solar Group, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Distribuidora de Electricidad de Oriente, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «El Canizo 1», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado -SNI- en la salida de media tensión Morazán en 34.5 kV, alimentado desde la Subestación El Rancho (2.26 MW)
CNEE-126-2024 – Autorizar a la entidad Constructora e Ingeniería Aplicada, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado ‘Parque Solar La Bendición», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado en el circuito de media tensión 271 en 13.8 kv, alimentado desde la Subestación Cenosa (5 MW)
CNEE-130-2024 – Autorizar a la entidad Iliakós, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «ENA», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado -SNI- en el circuito de media tensión 72, en 13.2 kV, alimentado desde la Subestación Santa Lucia (1.03 MW)
CNEE-132-2024 – Autorizar a la entidad Uno y Siete, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Distribuidora de Electricidad de Oriente, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Parque Solar San Antonio», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado -SNI- en la salida de media tensión San Juan Tecuaco en 13.8 Kv, alimentado desde la Subestación Chiquimulilla, a 10 metros aproximadamente desde dicha subestación (4.88 MW)
CNEE-144-2024 – Autorizar a la entidad Helios Power Guatemala, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Parque Solar Helios 1», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado -SNI- en el circuito de media tensión 96 en 13.8 kV alimentado desde la Subestación Acacias (2.5 MW)

El ritmo de adición de nuevos proyectos no se detuvo en el inicio de un nuevo semestre. Además de los antes mencionados que fueron aprobados durante la primera mitad del año, la CNEE confirmó mediante la resolución CNEE-151-2024 una nueva autorización a la entidad Agro Moller para la conexión a la red de distribución de Empresa Eléctrica de Guatemala SA para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Agrosolar», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado -SNI- en el circuito de media tensión 261, en 13.2 kV, alimentado desde la Subestación Costa Linda (4.8 MW).

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El Ingeniero Electricista Antonio Jiménez Rivera fue designado como nuevo director de la CREG

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) anunció mediante la Resolución N° 105 009 de 2024 la designación del santandereano Antonio Jiménez Rivera como nuevo director ejecutivo, por un periodo de un año.

Jiménez cuenta con cerca de 20 años de experiencia en el sector de la energía eléctrica. Es Ingeniero Eléctrico graduado de la Universidad Industrial de Santander (UIS) y tiene una especialización en Administración Financiera y un magíster en Ingeniería Eléctrica, ambos de la Universidad de Los Andes.

En los últimos meses, se desempeñó como Comisionado Experto Encargado de la CREG, asesor del Ministerio de Minas y Energía, director técnico de gestión de energía eléctrica de la Superintendencia de Servicios Públicos y lideró el equipo de seguimiento de los mercados mayoristas de energía y gas en esta misma entidad.

Además, ha brindado asesoramiento para entidades como la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), destacándose por su análisis técnico-económico del sistema interconectado nacional y como responsable de la coordinación en la elaboración de los planes de expansión de la transmisión de energía eléctrica entre 2013 y 2020.

Estos planes definieron las obras para la atención de la demanda en ese periodo, en los que se incluyeron proyectos significativos como la línea colectora, proyectos para asegurar la prestación del servicio en el centro del país, la extensión de la red de transmisión hasta Casanare con su interconexión posterior al departamento de Arauca, y el cierre del anillo en 500 kV en la Costa Caribe, y obras a nivel de los sistemas regionales entre otros. Además, desarrolló un papel técnico en el análisis para el definición de la planta de regasificación en el Caribe.

Inició su trayectoria profesional en GENELEC, una empresa que brinda servicios de consultoría en ingeniería eléctrica. Posteriormente, se desempeñó como jefe de operación y mantenimiento en DISTASA, empresa de transmisión de energía. También, desempeñó labores en DISPAC relacionadas con asesorías para la ampliación de cobertura a través de interconexiones, además de participar en proyectos de técnicas avanzadas en el análisis de sistemas de potencia en la Universidad de los Andes.

Tiene experiencia docente liderando tesis de pregrado y posgrado en diversas universidades en el área energética, destacándose como profesor de cátedra en la Universidad Industrial de Santander, específicamente en programas de postgrado en ingeniería eléctrica.

Una vez designado como director ejecutivo, el ingeniero Jiménez señaló: «Mi compromiso es liderar la transición energética, dando las señales regulatorias necesarias para garantizar la confiabilidad del sistema energético y poniendo siempre a los usuarios en el centro de nuestras decisiones. Actualmente, estamos avanzando con resoluciones que promueven las comunidades energéticas, señales para una transición energética segura, y balances de oferta y demanda».

Y agregó: También estamos modernizando el mercado eléctrico buscando una mayor eficiencia, con regulaciones que optimizan los recursos energéticos disponibles, como el gas, GLP y otras fuentes, en el contexto de una transición energética justa, así como, aumentando la participación de actores en el mercado. Tenemos un objetivo claro de reducir las tarifas en el menor tiempo posible, escuchando a las empresas y a los usuarios, y garantizando un acceso eficiente a la energía, gas, GLP y combustibles líquidos. Seguiré trabajando para convertir estas propuestas en una realidad tangible».

El artículo 18 de la Resolución CREG 105-003 de 2023 establece que el Comité de expertos comisionados propondrá a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la designación del director ejecutivo, quien debe ser uno de los expertos. En la sesión 1327 del 9 de julio de 2024, la CREG en pleno aprobó la designación de Jiménez como director ejecutivo.

Según el mismo artículo, la Comisión de Regulación realizará la designación para periodos de un año. Un experto comisionado puede ser elegido como director ejecutivo hasta dos periodos anuales consecutivos o no consecutivos, durante cada cuatrienio.

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Alza en las cuentas de electricidad en Chile: una oportunidad para el sector solar

A partir del 1 de julio, las cuentas de electricidad en Chile comenzaron a experimentar un alza significativa, la cual se incrementará progresivamente entre 2024 y 2025. Se estima que el aumento podría llegar hasta un 60% en 2025. Este ajuste se debe a una deuda acumulada por el gobierno con el sector de generación eléctrica, responsable de aproximadamente el 70% del costo final de la electricidad. Esta deuda se originó a partir de una política de estabilización de precios implementada en 2019 y extendida por el gobierno actual. La deuda ha superado el umbral establecido, haciendo inviable la continuación de la estabilización de precios a largo plazo, obligando a los precios a alinearse nuevamente con el mercado.

Este desafiante escenario presenta una oportunidad única para impulsar la implementación de proyectos solares fotovoltaicos, especialmente en el ámbito del netbilling, que se vería significativamente afectado por las nuevas medidas adoptadas.

Actualmente, existen diversos mecanismos para promover la energía solar fotovoltaica en Chile. Uno de los más destacados es el programa Casa Solar, implementado por la Agencia de Sostenibilidad Energética. Este programa permite a los usuarios acceder a un cofinanciamiento de hasta un 50% para la instalación de sistemas fotovoltaicos, además de ofrecer la compra agregada de estos sistemas, logrando un descuento adicional de alrededor de un 30%.

Para enfrentar la posible demanda de productos solares, Growatt ofrece diversas soluciones adaptadas a estos mercados. En el ámbito residencial, la compañía cuenta con inversores desde los 600 W (Microinversor NEO 600-1000M-X) hasta inversores on-grid monofásicos y trifásicos (MIN 2500-10000TL-X y MOD3-15KTL3-X, respectivamente), además de sus equivalentes híbridos (MIN 2500-6000TL-XH y MOD3-10KTL3-XH), que permiten flexibilizar el consumo y la generación, optimizando los indicadores económicos gracias al almacenamiento de energía.

En la línea comercial e industrial (C&I), Growatt ofrece una amplia gama de productos on-grid (MID 15-50KTL3-X, MAX 50-80KTL3-X y MAX 100-150KTL3-X), con un rango de potencia que va desde los 15 hasta los 150 kW. En la línea híbrida, se encuentran los modelos WIT 50-100K-HU, que permiten un almacenamiento de hasta 200 kWh por inversor, facilitando la gestión de energía tanto para clientes regulados como para clientes libres.

En palabras de Lisa, Vicepresidenta de Growatt: «En Growatt, nos enorgullece ofrecer una solución para cada tipo de proyecto y escala. Ya sea un sistema residencial pequeño o una instalación industrial de gran envergadura, contamos con productos y tecnologías avanzadas que se adaptan a las necesidades específicas de nuestros clientes. Nuestro compromiso es proporcionar las mejores herramientas para optimizar la generación y el consumo de energía, contribuyendo así a un futuro más sostenible y eficiente.»

Este contexto de aumento en los costos de electricidad subraya la importancia de explorar y adoptar alternativas energéticas sostenibles, como la solar fotovoltaica, no solo para mitigar el impacto económico, sino también para avanzar hacia un futuro más limpio y autosuficiente en términos energéticos.

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LONGi mantiene la clasificación AAA en las calificaciones de bancabilidad PV ModuleTech del segundo trimestre de 2024

Las calificaciones de bancabilidad de PV ModuleTech representan una evaluación exhaustiva que evalúa a los fabricantes en función de criterios clave como la fortaleza de la cadena de valor, las capacidades de producción, los perfiles de envío globales, el capex, la inversión en I+D, la gestión del flujo de caja, la rentabilidad y el volumen de negocio.

La longevidad de la clasificación AAA de LONGi refleja su sólido rendimiento en todas estas métricas, lo que refuerza su posición como líder de confianza en el mercado.

El compromiso de la empresa con la innovación se mantiene constante, con una inversión continua en investigación y desarrollo destinada a hacer avanzar la tecnología solar, y su dedicación a mejorar la eficiencia y confiabilidad de los productos subraya su liderazgo a la hora de satisfacer las necesidades cambiantes de los mercados energéticos mundiales.

La empresa ha realizado avances significativos en varios campos de nuevas tecnologías, lanzando productos importantes como la oblea de silicio TaiRay, HPBC 2.0, Hi-MO 9 y Hi-MO X6 Max. Estos lanzamientos demostraron la profunda experiencia de LONGi en tecnología de obleas y celdas de silicio y su compromiso con el camino de la tecnología BC, captando rápidamente la atención del mercado.

Aprovechando el sólido potencial de crecimiento de la tecnología de plataforma BC, LONGi está preparada para introducir rápidamente nuevos productos adaptados a las demandas del mercado.

Durante el primer semestre de 2024, LONGi ya ha establecido una serie de nuevos récords mundiales de eficiencia de celdas solares. En mayo, la empresa anunció un récord mundial de eficiencia del 27.30% para sus celdas de silicio de heterounión de contacto posterior (HBC), certificado por el ISFH de Alemania, con un nuevo récord de eficiencia del 30.1% para celdas comerciales en tándem de silicio-perovskita de tamaño M6 en junio, certificado por el Fraunhofer ISE. Ambos hitos se alcanzaron inmediatamente después de que se anunciara en SNEC 2024 otro récord del 34.6% para la eficiencia de celdas en tándem.

Los récords mundiales ponen de relieve la posición de liderazgo de LONGi en la superación de los límites de eficiencia de los prototipos de celdas solares en tándem y marcan hitos significativos en la viabilidad comercial de la tecnología.

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El grupo Perez Companc, a un paso de quedarse con los principales yacimientos de YPF en Chubut

Si bien aún debe negociar con YPF algunas cuestiones no menores, Pecom, la empresa de energía del grupo Perez Companc, es número puesto para adquirir las principales áreas convencionales que opera la petrolera controlada por el Estado en Chubut. En rigor, Pecom, que factura unos US$ 800 millones por año y cuenta con 8500 empleados en la industria de Oil&Gas, presentó las ofertas más competitivas por los dos clústers de campos maduros diseñados por YPF bajo la órbita del Proyecto Andes, la licitación a cargo del Banco Santander por la cual pretende desprenderse de unos 55 bloques secundarios para concentrar su inversión en Vaca Muerta.

Según indicaron fuentes privadas a EconoJournal, Pecom ofreció unos US$ 85 millones para adquirir los dos bloques que conforman el clúster El Trébol-Escalante, el más atractivo de los que está desinvirtiendo YPF. De esa manera, relegó a Capsa, uno de los tres mayores productores de crudo en la cuenca del Golfo San Jorge. Pecom también quedó primera en el orden de mérito de las propuestas económicas para adquirir el clúster conformado por las áreas Campamento Central y Cañadón Perdido. El 50% del capital accionario de esos bloques le pertenece a Enap Sipetrol, subsidiaria de la empresa chilena de energía, que a su vez inició un proceso para vender sus activos en la Argentina, tal como publicó este medio el 24 de junio, por lo que esa operación podría interferir sobre el cierre de la venta de las áreas en Chubut.

Luis Perez Compant lidera Pecom, que está a punto de quedarse con áreas de YPF en Chubut.

De concretarse las adquisiciones, Pecom reingresará nuevamente en el ranking de empresas operadoras de yacimientos hidrocarburíferos, 21 años después de que la empresa de energía del grupo Perez Companc vendiera sus activos locales a Petrobras en mayo de 2023. En los últimos ocho años, Pecom decidió recuperar el terreno en el sector energético mediante la adquisición de compañías como Tel3, SADE y fundamentalmente Bolland en 2018, que le permitió convertirse en una de las mayores empresas de servicios petroleros del país. Su estrategia se encuentra enfocada en la oferta de servicios para traccionar el desarrollo de recursos no convencionales en Vaca Muerta y en la optimización de campos maduros convencionales, así como también en la construcción de infraestructura eléctrica para impulsar el aprovechamiento de energías renovables y el aprovechamiento del potencial minero con especial atención en el desarrollo del litio y el cobre.

Últimos detalles

Al igual que Petróleos Sudamericanos, que como adelantó este medio está intentado cerrar la compra de áreas en Neuquén y Mendoza, Pecom inició hace algunos días el due dilligence confirmatorio para chequear el estado de las instalaciones en las áreas involucradas. Lo que resta, para concretar la operación, es cerrar una serie de cuestiones no menores como, por ejemplo, quién tendrá acceso al crudo producido en las áreas que opera YPF (la intención de la empresa presidida por Horacio Marín es garantizarse el acceso a un porcentaje importante de esa oferta por al menos 24 meses), a qué precio podrá comprar ese petróleo (se negocia que pueda aplicarse un descuento sobre la canasta de precios internos) y si YPF mantendrá alguna de las instalaciones (podría conservar el control de plantas y otras facilities).

La intención de YPF es avanzar rápido con el cierre de la operación. De hecho, este viernes podría firmarse en Buenos Aires la documentación respaldatoria con el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, para traspasar formalmente la operación de los bloques a otras empresas.

El mandatario patagónico logró que YPF revierta a Petrominera, la empresa provincial que políticamente responde a Jorge ‘Loma’ Ávila, líder del sindicato petrolero de Chubut, el área Restinga Alí, cuyo desarrollo fue pensado hace 20 años para aprovechar el desarrollo offshore del Golfo San Jorge (algo que nunca pudo materializarse), por lo que el área tiene capacidad instalada en superficie para producir cerca de 1000 metros cúbicos diarios (m3/d) de crudo, pero apenas produce 80 m3/día.

En tanto YPF conservará la propiedad de Manantiales Behr, su principal bloque de petróleo en la provincia, donde este año tiene previsto invertir unos US$ 250 millones.

, Nicolas Gandini

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GNL: San Antonio Oeste adhirió al RIGI. Weretilneck en el Club del Petróleo

San Antonio Oeste (Río Negro) adhirió al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) establecido por la Ley Nacional 27.742 en consonancia con la decisión del gobierno provincial de calificar para terminar siendo elegida por el consorcio YPF-Petronas como destino del proyecto de instalación de una planta procesadora de Gas Natural Licuado y de un puerto para la exportación del GNL cuyo insumo se origina en los yacimientos no convencionales de la Formación Vaca Muerta.

“Quiero expresar mis felicitaciones al intendente Adrián Casadei por esta decisión tan importante para nuestro querido San Antonio Oeste por adherirse plenamente al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones”, expresó el gobernador Alberto Weretilneck, que también dejó expresado su objetivo de atraer grandes inversiones a la región, durante un encuentro en el Club del Petróleo, en la Ciudad de Buenos Aires.

El gobierno de Río Negro avaló el RIGI como parte de la denominada Ley Bases aprobada en junio por el Congreso, y pocos días después desde YPF se sostuvo que el proyecto GNL con Petronas debería estar enmarcado por dicho régimen general, cuyo contenido ha sido cuestionado por excesivo en sus concesiones fiscales, cambiarias y legales por otros gobernadores.

Entre ellos Axel Kicillof, gobernador de Buenos Aires, provincia en la que YPF-Petronas tenían previsto instalar la planta productora de GNL contando con la infraestructura portuaria de Bahía Blanca, si se daban ciertas condiciones técnicas y económicas para desarrollar una inversión no menor a los 30.000 millones de dólares.

El gobernador bonaerense ratificó su interés en alojar el proyecto y respaldarlo con incentivos específicos que deben ser aprobados por la Legislatura provincial, el Municipio y el Consorcio Puerto de Bahía Blanca. La estabilidad tributaria, la seguridad jurídica, la creación de empleos con participación de la industria local y el desarrollo de la producción de GNL para su exportación y también para el mercado interno, forman parte de los temas en consideración. Similar al RIGI. No igual al RIGI.

Mientras tanto, el Gobernador Weretilneck destacó la importancia de la adhesión al RIGI que diagramó el gobierno nacional con vigencia de por lo menos treinta años: “Este marco regulatorio marcará un nuevo capítulo en el desarrollo del Golfo San Matías, promoviendo su crecimiento y fortaleciendo el sector energético. Estamos abriendo las puertas a nuevas inversiones en la localidad que impulsarán el progreso económico y social que tanto necesita”, se entusiasmó.

Subrayó la colaboración entre el Gobierno provincial y el municipio para lograr un desarrollo sostenible y próspero: “Se vienen nuevos tiempos para San Antonio Oeste. Estamos trabajando juntos, provincia y municipio, para construir un futuro más próspero y lleno de oportunidades”, agregó el gobernador de Río Negro.

Durante el encuentro del martes en el Club del Petróleo, Weretilneck expuso las ventajas que posicionan a Río Negro en la competencia por la planta de gas natural licuado. Además de la profundidad del Golfo, se destaca la proximidad con la RN 3, el Puerto de SAE y el Sistema Interconectado Nacional de 500 kw.

El Golfo San Matías y la zona de Punta Colorada, presentan condiciones distintivas para la instalación de un puerto de aguas profundas debido a su ubicación relativa y profundidades naturales (superior a los 40 metros), describió.

La zona, se encuentra a pocos kilómetros de la Ruta Nacional 3, el Aeropuerto de San Antonio Oeste, el puerto de San Antonio Este, al Sistema Interconectado de 500 kw y la Línea Atlántica de 132 kw. Además, existe una infraestructura adecuada para el desarrollo del proyecto: accesos y logística (cercanía a Sierra Grande), describió ante los empresarios petroleros.

“El Golfo San Matías y la zona de Punta Colorada se presentan como una alternativa concreta al puerto de Bahía Blanca, que es por donde hoy pasa la mayor parte de la producción de Vaca Muerta. Su concreción, permitirá no sólo que los recursos lleguen a mercados internacionales de manera más rápida y eficiente, sino también de forma segura al constituirse como un puerto alternativo”, remarcó el gobernador ante el presidente de YPF, Horacio Marín.

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Productores de biocombustibles reclaman al Gobierno medidas que estimulen al sector

Los productores de biocombustibles reclamaron a la Secretaria de Energía de la Nación que actualice los precios del biodiésel y bioetanol para afrontar la suba de costos productivos y ratifican el impulso a una nueva Ley que regule el sector, luego que el Gobierno nacional dicidió no incluir una actualización de la regulación en la promulgada ley Bases.

La gerenta general de la Compañía Azucarera Los Balcanes, Catalina Rocchia Ferro, pidió a la administración del presidente, Javier Milei, medidas que impulsen la producción de biocombustibles en el país. “Señor presidente, ¿Cuál es su plan con respecto a los biocombustibles? Es una economía regional muy importante para el norte y estamos sin rumbo“, manifestó la empresaria en la red social X.

La Secretaría de Energía de la Nación actualizó, el mes pasado, los precios de los biocombustibles, elaborados con caña de azúcar y con maíz, que se utilizan para la mezcla obligatoria con las naftas fósiles y con el gasoil. Sin embargo, estaban congelados desde enero.

Los productores del sector consideran que, a causa de la inflación, los precios del etanol están retrasados. Esto, coinciden los empresarios, afecta la previsibilidad de la producción y genera pérdidas para las empresas.

Por disposición de la Secretaría de Energía de la Nación, según informó TDN, el litro de bioetanol elaborado a base de caña de azúcar cuesta $ 635, mientras que el elaborado a base de maíz, cuesta $ 582.

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YPF Luz anunció la construcción de un nuevo parque solar en Mendoza

YPF Luz anunció la construcción de un nuevo proyecto destinado a continuar aportando energía renovable y competitiva a las industrias y empresas del país, a través del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). Se trata del Parque Solar Fotovoltaico “El Quemado 1”, que estará ubicado en el departamento de Las Heras, provincia de Mendoza, a 53 km de la ciudad capital, y a 13 km de la localidad de Jocolí.

El proyecto desarrollado junto con EMESA (empresa mendocina de energía), está ubicado en una zona de alta radiación, y se estima que tendrá un factor de capacidad estimado de 31.4%. En esta primera etapa, el parque contará con más de 330.000 paneles bifaciales de última generación, instalados en una superficie de 350 hectáreas.

La potencia instalada de esta etapa será de 200 MW, que equivale a la energía que utilizan más de 180.000 hogares y evita la emisión de más de 298.000 toneladas de dióxido de carbono al año. Su puesta en marcha se prevé para el primer trimestre de 2026, con un plazo de construcción de 18 meses, y una inversión estimada de USD 170 millones en la primera etapa. 

“Estamos felices de anunciar este proyecto que reafirma el compromiso con nuestra estrategia de acompañar a las empresas e industrias para que produzcan con energía eficiente y sustentable. Este nuevo parque nos permite ampliar a 8 provincias el desarrollo de nuestras operaciones a lo largo del país para continuar diversificando la matriz energética nacional”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz. 

El Parque Solar Fotovoltaico El Quemado I permitirá a YPF Luz alcanzar 915 MW de capacidad instalada renovable. Actualmente, la compañía cuenta con 497 MW en operación y 418 MW en construcción, que corresponden al nuevo parque de 200 MW, al Parque Eólico General Levalle, de 155 MW en la provincia de Córdoba, y al Parque Eólico CASA de 63 MW, ubicado en Olavarría, provincia de Buenos Aires. Estos proyectos reafirman el liderazgo de YPF Luz en la provisión de energía renovable y su presencia federal en 8 provincias del país.

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Germán Burmeister es el nuevo presidente de Shell

Shell Argentina anunció un cambio en su gerencia desde el 1 de agosto. Germán Burmeister asumirá como nuevo Senior VP y Country Chair de Shell para Argentina, Chile y Uruguay en reemplazo de Ricardo Rodríguez, quien tomará nuevas funciones en Houston.

Burmeister es Ingeniero en Petróleo por el ITBA y cuenta con un MBA de IAE Business School. En sus 23 años de carrera en Shell, ocupó roles comerciales, de estrategia y de gerencia en América Latina, África, Asia y Europa. Actualmente, se desempeñaba como Senior VP y Country Chair de la compañía en Kazajistán.

“Vuelvo a la Argentina con la ambición de llevar nuestras operaciones en Vaca Muerta al próximo nivel y con ello, hacer historia para Shell y para el desarrollo de nuestro país”, adelantó el nuevo presidente. Las operaciones de Shell en Vaca Muerta fueron elegidas Asset of the year del Shell en 2023 y se consolidan como un activo en crecimiento en el portfolio de Upstream de la compañía.

“Es un orgullo tomar posición a poco de cumplirse los 110 años de Shell Argentina el próximo 10 de septiembre y poder continuar con un legado de muchos éxitos en Vaca Muerta gracias al compromiso y el esfuerzo de muchos colegas a lo largo de estos años”, celebró Burmeister.

Perfil de Germán Burmeister

Germán Burmeister es Senior VP y Country Chair de Shell Kazajistán desde agosto de 2021 y asumirá como Senior VP y Country Chair de Argentina, Uruguay y Chile desde el 1 de agosto de 2024.

Lleva 23 años de carrera en Shell, ocupando roles comerciales, de estrategia y más recientemente, de gerencia, basado en Brasil, Nigeria, La Haya y Kazajistán.

Ingresó en la compañía en febrero de 2001 en el área de gas, desarrollando nuevos negocios y representante de Shell en Comgas en Brasil. En 2003, fue designado Senior Strategy Advisor para desarrollar la estrategia comercial y trading de gas en Europa. En 2006 pasó a liderar las actividades comerciales y los ventures no operados de Shell en Nigeria, Camerún y Gabón. Y entre 2011 y 2014, fue VP Group Strategy & Competitive Intelligence, con base en La Haya. Más tarde, entre 2014 y 2021, residió en Brasil, donde ocupó las posiciones de Vice President Brasil y de VP Upstream Americas – Libra responsable de la producción offshore de petróleo y gas.

Desde 2021 hasta la actualidad es Senior VP y Country Chair de Shell Kazakhstan. Previo a su paso por Shell, ocupo diversos roles en America del Sur para ExxonMobil y Pluspetrol. Es Ingeniero en Petróleo (ITBA) y cuenta con un MBA (IAE Business School).

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Río Negro aprobó proyecto para renegociar concesiones hidrocarburíferas

La Legislatura rionegrina aprobó días atrás el proyecto enviado por el gobernador Alberto Weretilneck, con acuerdo de ministros, que habilita a la Secretaría de Energía y Ambiente a llevar adelante la prórroga de las concesiones hidrocarburíferas por un plazo de diez años.

La iniciativa, respaldada por una mayoría de parlamentarios (37 votos a favor y 8 en contra), fue presentada por Carlos Valeri (JSRN). Valeri destacó la voluntad del Poder Ejecutivo de escuchar a todos los sectores involucrados en la actividad y explicó que el objetivo de la ley es permitirle a Energía renegociar estos contratos en un total de 21 áreas, con la posibilidad de prórroga si las empresas desean continuar. Además, subrayó que los legisladores podrán realizar observaciones y sugerencias a la hora de ratificar dichos convenios.

El principal objetivo de estas acciones es sostener la actividad hidrocarburífera en las áreas mencionadas, especialmente en los “pozos maduros”, que producen mucho menos que hace diez años. Valeri también enfatizó la importancia del Compre Rionegrino, el sostenimiento del empleo local y el cuidado medioambiental como puntos clave a cumplir por el Ejecutivo.

Pedro Dantas destacó las modificaciones incluidas por el oficialismo, como el aumento del 5% en los fondos correspondientes a los municipios rionegrinos, aunque expresó su deseo de que hubiera sido más para las comunas productoras. Resaltó que esta ley ayuda al perfil energético de la provincia.

El bloque Coalición Cívica ARI-Cambiemos, representado por Javier Acevedo, respaldó el proyecto debido a que el oficialismo aceptó muchas de sus sugerencias. Gracias a ello, la Comisión de Seguimiento se reunirá al menos dos veces al año y los contratos deberán ser ratificados por esta comisión. Además, las empresas tendrán un plazo de 60 días para renegociar con la Provincia.

Finalmente, el presidente del bloque JSRN, Facundo López, cerró el debate asegurando que la mayoría de los planteos se tuvieron en cuenta, como el incremento del aporte a los municipios. López afirmó que el objetivo mayor de la iniciativa es mantener la inversión y lo que se genera alrededor, proporcionando al Ejecutivo una herramienta para implementar políticas rionegrinas que impulsen el desarrollo de la provincia.

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Advierten por cortes masivos de luz para el verano

Un reciente informe de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A (CAMMESA) anticipó al gobierno Nacional, a cargo de Javier Milei, afrontara eventuales cortes masivos de energía eléctrica durante el verano 2025 por falta de producción.

En efecto, CAMESSA advirtió que la actual generación de energía eléctrica no alcanzará para cubrir la demanda que tendrá el país durante los picos de consumo en una ola de calor extremo, tal y como sucedió este verano.

Es que, en febrero de este año, producto de las olas de calor extremo, se quebró la demanda de energía eléctrica y hubo más de 55 mil usuarios del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) sin luz.

Con esa experiencia, el informe de CAMMESA encendió la alarma del sector energético, así como las de la administración libertaria, que comprende que la situación es más grave de lo habitual, ya que los cortes masivos de energía no serían los habituales que se producen en las ciudades que tienen problemas de distribución sino de producción.

Lo que sucede es que, habitualmente los cortes masivos de energía se producen por fallas en los cableados, que no resisten las altas temperaturas, así como problemas en las cámaras subterráneas o en transformadores de las empresas de distribución, EDENOREDESUREDEAEPE, entre otras.

Sin embargo, el panorama para este verano 2025 sería diferente, ya que además de los históricos problemas de la distribución, se sumarían faltantes de energía, lo que provocaría apagones masivos. Es decir, la generación de electricidad del país no va a ser suficiente para cubrir la demanda en las olas de calor.

En detalle, según el informe publicado por CAMMESA, la demanda alcanzará los 30.700 MW, superior al récord histórico de consumo del país, que fue el 1° de febrero de este año cuando se llegó a consumir 29.653 MW.

En ese marco, lo alarmante que confirma CAMMESA es que la generación eléctrica (térmica, hídrica, nuclear y renovable) del país no alcanzará incluso si se suman las importaciones de energía de países de la región ni utilizando todas las reservas operativas que siempre tiene que haber por normativa.

En ese contexto, la administración mileísta se pregunta cómo evitar un escenario de apagones programados, como los que sufrió el ex presidente radical, Raúl Alfonsín, en 1988 por problemas en la generación de energía de represas hidroeléctricas y de la Central Nuclear Atucha.

En concreto, para evitar este escenario de apagones masivos, el gobierno tendría que moverse de manera urgente para intentar ampliar la oferta para el verano 2025, algo que es difícil de realizar en pocos meses. Sobre todo si se tiene en cuenta que las redes de transporte de energía de alta tensión están también al límite y la definición del gobierno es dejar las obras de este calibre al sector privado.

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Petróleos Sudamericanos, en la recta final para adquirir campos maduros de YPF en Neuquén, Mendoza y Río Negro

NEUQUÉN.- Petróleos Sudamericanos, una operadora independiente que explota yacimientos maduros de hidrocarburos, es una de las empresas que desde la semana pasada está transitando el proceso de ‘due dilligence’ confirmatorio con YPF para quedarse con más de 10 de los 55 campos maduros que la petrolera presidida por Horacio Marín estatal incluyó bajo el paraguas del Proyecto Andes, el programa en cabeza del Banco Santander a través del cual YPF pretende reducir su exposición en el negocio convencional de petróleo y enfocarlo en Vaca Muerta. El proceso de due dilligence implica la visita a los yacimientos involucrados para certificar el estado de las instalaciones, la apertura de estados contable-administrativos y toda la estructura de costos de operación.

Fuentes privadas confirmaron a EconoJournal que Petróleos Sudamericanos presentó las ofertas económicas más competitivas para adquirir los bloques incluidos en el clúster ‘Neuquén Norte‘ -que agrupa a las áreas Señal Cerro Bayo, Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz y Las Manadas-, que tiene una producción estimada de 2.665 barriles diarios (bbl/d) de crudo y 121.000 metros cúbicos diarios (m3/d) de gas natural.

A su vez, Petróleos Sudamericanos pisará fuerte en Mendoza porque pasará a operar varios bloques en el norte provincial, según confirmaron a este medio tres fuentes sin contacto entre sí. Concretamente, adquirirá los campos de Mendoza Norte, un cluster que comprende seis bloques de la Cuenca Cuyana en Barrancas, Río Tunuyán, Ceferino, Mesa Verde, La Ventana y Vizcacheras.

La compañía es una petrolera independiente respetada en la industria como una operadora eficiente en la producción de yacimientos convencionales. Su estructura societaria está integrada por distintos accionistas a título individual, entre los que figuran algunos actores con presencia en otros segmentos del sector energético como Pablo Miedvietzky, referente a Amarilla Gas, uno de los principales jugadores del mercado de Gas Licuado de Petróleo (GLP). Allegados a Petróleos Sudamericanos explicaron, no obstante, que el paquete accionario está diversificado, dado que hay socios con presencia en distintos rubros económicos.

Además de quedarse con campos de YPF en Neuquén y Mendoza, Petróleos sudamericanos compite para quedarse con Señal Picada-Punta Barda, un área que comparte superficie con Neuquén y Río Negro y que comprende 865 kilómetros cuadrados, aunque en este caso aún no está confirmado que vaya a adquirir la titularidad de los bloques dado que está compitiendo con otra compañía.

Alfredo Bonatto, un ex Petrobras que desde hace es el gerente general de Petróleos Sudamericanos.

Se espera que la oficialización del traspaso de los bloques se concrete en las próximas semanas. Será clave para la empresa la relación que construya con el líder del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci, referente político de la región norte de Neuquén y quien convirtió al lugar en su bastión político desde la intendencia de Rincón de los Sauces.

Cuenca Neuquina

El objetivo de la compañía es sumar valor a través de la compra de nuevos activos y de la expansión de sus operaciones, proceso que comenzó en 2018 con la compra de cuatro bloques en Neuquén y Río Negro. Esto incluyó la adquisión del bloque Medanito y del área El Santiagueño, en la Cuenca Neuquina.

Además, tiene operaciones en Barranca de Los Loros, Bajo del Piche, Centro Este y Loma Montosa Oeste. Estas últimas dos operadas desde 1990 y 1991, respectivamente.

El Proyecto Andes en el que YPF encabeza la venta de 55 áreas maduras, tiene al menos 60 empresas interesadas. El proceso de venta comenzó en abril y, según las palabras del propio Marín, espera poder concretarse en septiembre con el comienzo del traspaso de todas las áreas.

, Laura Hevia

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Cómo es el proyecto de Ley de GNL de Kicillof para que YPF y Petronas inviertan en Bahía Blanca, pese a no adherirse al RIGI

El gobernador Axel Kicillof quedó en una encerrona política porque anticipó que la provincia de Buenos Aires no va a adherirse al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), pero tampoco quiere perderse la inversión de US$ 50.000 millones que planean hacer YPF y la malaya Petronas para construir una planta de licuefacción de Gas Natural Licuado (GNL) para exportar la producción de Vaca Muerta. Por eso, impulsa un proyecto de ley en la Legislatura bonaerense específicamente para otorgar beneficios provinciales a la licuefacción de GNL en el puerto de Bahía Blanca.

El proyecto de ley se llama Bahía GNL y establece reducciones al Impuesto Inmobiliario y al Sello, en los Ingresos Brutos y tasas portuarias, entre otros beneficios que puede otorgar la provincia. La intención es quedarse con el proyecto de YPF y Petronas y evitar que se instale en Río Negro. El gobernador de esa provincia, Alberto Weretilneck va a adherirse al RIGI (el gobierno nacional todavía no lo reglamentó) y propuso el puerto de Punta Colorada, a 560 kilómetros más al sur que Bahía Blanca.

El proyecto de ley de Kicillof trabaja principalmente sobre el Impuesto al Sello, que hace un descuento del 15%, y los Ingresos Brutos (IIBB), que propone un descuento que es regresivo en la medida que avanzan los años del proyecto y que compromete la estabilidad fiscal por 30 años. Más allá de que Buenos Aires no va a adherirse al RIGI, para las provincias implica solamente un compromiso en los IIBB y sellos, que en el proyecto de Kicillof es similar al régimen de incentivos de la Ley Bases. Las exportaciones se realizan bajo la modalidad contractual de cartas ofertas que no pagan el Impuesto al Sello y tampoco pagarían Ingresos Brutos.

La clave en materia impositiva y de incentivos bajo la orbita de las provincias está relacionada con el nivel de tasas municipales que se vayan a cobrar al proyecto, en este caso en Bahía Blanca. Durante la gestión anterior de YPF, con Pablo González a la cabeza, se venía discutiendo un esquema de tasas municipales competitivas a nivel global que tienen que pagar YPF y Petronas. Ni en el RIGI ni en el proyecto de Ley de Kicillof se hace referencia a cuál es la tarifa que cobraría el consorcio que controla el puerto de Bahía Blanca, cuyo director lo nombra la provincia de Buenos Aires, y en la inversión de YPF y Petronas es determinante.

Con o sin RIGI

Fuentes de la provincia de Buenos Aires señalaron a EconoJournal que “es mentira que el proyecto de YPF y Petronas depende de que Buenos Aires adhiera al RIGI. Nos sorprendió lo que dijo (el CEO y presidente de YPF) Horacio Marín sobre la competencia por el proyecto según la adhesión de las provincias. La adhesión o no al RIGI no le quita ningún beneficio de los que puede dar la provincia”.

Hasta el momento, YPF y Petronas vienen en conversaciones con autoridades bonaerenses por el terreno. Las compañías ya tienen más de 1.400 hectáreas en el puerto de Bahía Blanca que designarían a la planta de GNL.

“Si la planta GNL de YPF y Petronas se instala en Bahía Blanca, igual estaría enmarcado como un proyecto nacional. Si esto ocurre, ¿el gobierno nacional no le va a permitir sacar los dólares o acceder a las exenciones impositivas como establece el RIGI?. Esto lo tiene que responder el gobierno nacional, no la provincia de Buenos Aires”, agregaron las mismas fuentes bonaerenses. Además, remarcaron que “es importante lo qué dice Petronas, no sólo lo que dice YPF”.

Beneficios del proyecto de Ley

Los beneficiarios del proyecto Bahía GNL estarán exentos de pagar Ingresos Brutos “desde la autorización de inicio de operaciones dispuesta por la autoridad de aplicación de acuerdo a la siguiente escala: a) el 70% desde la autorización hasta el mes 36; b) el 50% desde el mes 37 hasta el mes 48; c) el 30% desde el mes 49 hasta el mes 60, en que se producirá el cese definitivo del beneficio”.

Además, afirma que “los beneficiarios que posean inmuebles rurales, y/o urbanos edificados afectados a las actividades de Bahía GNL, serán eximidos del 50% del Impuesto Inmobiliario por un plazo de 36 meses”. También gozarán de una reducción del 15% del Impuesto al Sello por 24 meses.

El proyecto también establece que el 90% deben ser empleo local de Buenos Aires y los beneficiarios deberán acreditar la inexistencia de deudas impositivas con la provincia. El texto también aclara que “los beneficios tributarios no podrán ser afectados ni por la derogación de la presente Ley ni por la creación de una normativa tributaria más gravosa o restrictiva”.

La normativa prevé la creación de una autoridad de aplicación y una Comisión Bicameral en la Legislatura bonaerense para que realice un “seguimiento y aplicación del Proyecto GNL Bahía Blanca”, como el pedido de informes o proponer mejoras. La Ley deberá reglamentarse en 30 días luego de su aprobación.

Infraestructura

La propuesta de Kicillof ya comenzó el recorrido legislativo. Para competir con Río Negro pone en juego la infraestructura existente en el puerto de Bahía Blanca y el desarrollo de cadenas de proveedores locales. En el apartado de los fundamentos del proyecto de la Ley Bahía GNL señalan que esa localidad “ha desarrollado durante décadas la plataforma de exportación y producción de Gas Natural Licuado a través de su puerto”.

Y agrega que Bahía Blanca “cuenta con infraestructura portuaria adaptada y equipada para el manejo seguro y eficiente de hidrocarburos y productos químicos, lo cual es fundamental para la producción y exportación de combustibles”.

También resalta que cuenta con terrenos, muelles, infraestructura desarrollada, tanques de almacenamiento, terminales de carga y descarga, diques secos para embarcaciones de gran porte y conexiones terrestres y marítimas, que “permite reducir significativamente los costos y tiempos.

, Roberto Bellato

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Inversiones: El Gobierno se reunió con inversores y dice que hay oportunidades en energía por USD 54.000 millones

El vicepresidente del Banco Central presentó un paper en Nueva York donde detalla los sectores con mayor potencial de la industria. La proyección del Gobierno. En una nueva gira para buscar inversiones, el Gobierno presentó un paper en Nueva York donde detalla oportunidades en la industria energética por 54.000 millones de dólares en distintos segmentos. La proyección estuvo a cargo de Vladimir Werning, vicepresidente del Banco Central, un representante curioso del Ejecutivo, ya que se supone que la máxima autoridad monetaria es independiente. Más allá de este detalle, el documento tiende a una exageración de las cifras que suelen mencionarse. […]

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Política: Milei nacionaliza la explotación petrolera en áreas estratégicas próximas a las Islas Malvinas

El gobierno argentino ha optado por concluir la exploración de hidrocarburos en el Mar Argentino, permisos que Mauricio Macri, el ex presidente, adquirió durante el año 2019. Estos permisos, que ascendieron a una inversión de $724 millones por parte de 13 empresas internacionales, han sido revocado por el actual gobierno de Javier Milei. En todos los tres cuencas de la plataforma continental argentina, las áreas en cuestión abarcaban un total de 225.000 km2 y formaban parte del primer Concurso Público Internacional Costa Afuera. El objetivo de Macri era aumentar la inversión en el sector energético y crear nuevos recursos de […]

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Vaca Muerta: Y-TEC busca acelerar la producción con más investigación y desarrollo

Se trata de dos iniciativas lanzadas en conjunto: +VacaMuerta Productividad Sostenida y +VacaMuerta Recuperación Mejorada, centradas en dos áreas clave de investigación. Germán Burmeister es el nuevo presidente de Shell Argentina: viene de Kazajistán para potenciar Vaca Muerta Ardenghy, del Instituto de Petróleo y Gas de Brasil: «Los combustibles fósiles van a continuar hasta 2070» Tal como explicó Y-TEC, los consorcios +VacaMuerta son los primeros del mundo en su tipo dedicados a generar conocimiento para maximizar la productividad de hidrocarburos no convencionales. Tal como explicó Y-TEC, los consorcios +VacaMuerta son los primeros del mundo en su tipo dedicados a generar […]

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Minería: Argentina triplicó la capacidad productiva en dos años

La puesta en marcha de la cuarta planta de producción y otras ampliaciones de proyectos permiten superar las 136.000 toneladas. «Esto se traducirá en mayores volúmenes de exportación y con ello, mayor ingreso de divisas a nuestro país», remarcó CAEM. Con la reciente inauguración de Centenario Ratones, la cuarta planta de producción de litio en Argentina y la primera en Salta, y una serie de ampliaciones en otros proyectos, la producción de litio en Argentina se triplicó en dos años hasta superar las 136.000 toneladas. Hasta julio había solo tres proyectos en producción de litio en el país: el primero […]

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Off Shore: El centro logístico del offshore del sur

El Puerto de Comodoro Rivadavia cumplió un rol importante en la instalación de la plataforma del proyecto Fénix y es clave para la exploración en el sur del Mar Argentino. Luego de terminar en tiempo récord la obra de dragado, el Puerto de Comodoro Rivadavia recibió los primeros dos buques de gran porte marcando un hito en la capacidad operativa de la terminal portuaria potenciando su rol estratégico en la región y en la actividad offshore. La ampliación del calado permite la llegada de embarcaciones de mediano y gran tamaño durante períodos prolongados. Los buques que llegaron este miércoles fueron […]

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Capacitación: Cursos gratuitos para trabajar en Vaca Muerta

El Ministerio de Trabajo y Empleo de la provincia de Neuquén inició la capacitación de un nuevo grupo de postulantes al programa con el objetivo de mejorar su empleabilidad y consolidar su ingreso a una fuerza laboral de alto calibre. Los participantes se capacitarán para asistir en la protección catódica contra tuberías y tanques contenedores de petróleo durante esta oportunidad. La formación tendrá una orientación teórica y práctica y tendrá una duración de tres meses. Julieta Cuevas, subsecretaria encargada de la capacitación, señaló que “los asistentes saldrán de este curso formados con el conocimiento para aplicar los principios de corrosión […]

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Actualidad: Las 2 nuevas apuestas de la industria minera: Inteligencia Artificial y «minería urbana»

La industria apuesta a la innovación tecnológica, especialmente la integración de la inteligencia artificial para mejorar la productividad y sostenibilidad en el largo plazo. La industria minera mundial enfrentó un desafío en 2023. El desempeño financiero de las 40 principales empresas mineras del mundo se vio afectado por la caída de los precios de las materias primas y el aumento de los costos. Los ingresos cayeron más del 7%, a pesar de los aumentos en la producción de materias primas clave, y las ganancias también se redujeron. El año 2024 promete una continuación de estas tendencias, marcando la primera vez […]

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Offshore: la empresa Total Austral se bajó de uno de los proyectos de exploración

Desde 2019, la compañía era atribuída autorización para llevar a cabo operaciones en los bloques marinos CAN 111 y CAN 113. El gobierno nacional anunció que los permisos de exploración de hidrocarburos sobre dos áreas de la Cuenta Argentina Norte estaban aniquilados. Esto sucedió debido al proyecto de la compañía Total Austral y su cumplimiento de los requisitos por otra situación similar en el contrato firmado en 2019. En busca de petróleo, no avanzó la actividad sísmica en dos sectores marinos, aquellos más alejados de la costa de Mar del Plata. Al avalar un pedido de bajar del proyecto de […]

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Petróleo: El Brent supera los $86 ante un recorte de la Reserva Federal en Septiembre

El crudo Brent se disparó a 86 dólares por barril luego de que datos de inflación estadounidenses mejores de lo esperado despertaron esperanzas de un recorte de tasas de la Reserva Federal en Septiembre. A principios de esta semana se produjo una ligera corrección a la baja en los precios del petróleo, y los daños previstos por el huracán Beryl resultaron ser menos impactantes de lo que se suponía inicialmente; sin embargo, datos macroeconómicos constructivos han revertido esa caída. Con la caída de los precios al consumidor en Estados Unidos el mes pasado por primera vez en cuatro años, el […]

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Capacitación: Talleres participativos sobre Malargüe Distrito Minero Occidental para todos los mendocinos

La convocatoria es para dos encuentros: uno para instituciones y otro abierto a todos los mendocinos. El objetivo es explicar y analizar qué es Malargüe Distrito Minero Occidental, cómo se realizarán los proyectos de minería sustentable y qué fundamentos técnicos tienen. El Ministerio de Energía y Ambiente, en conjunto con la Municipalidad de Malargüe, realizará dos talleres sobre Malargüe Distrito Minero Occidental (MDMO), una herramienta desarrollada por el Gobierno de Mendoza para dar respuesta al desafío de la minería sustentable en Mendoza y la transición energética. El distrito minero, ubicado en Malargüe, cuenta con rigurosos estudios técnicos, ambientales y geológicos. […]

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