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Solicitan la aprobación del proyecto de ley clave para potenciar las renovables y reglamento para generación distribuida

Con un potencial renovable considerable y un mercado en evolución, Perú tiene la oportunidad de convertirse en un referente regional en energías limpias.

No obstante, el impulso hacia la transición energética en el país requiere de marcos legales y reglamentarios claros con visión a largo plazo que favorezcan el desarrollo y la adopción de energías renovables. 

En línea con estos objetivos, desde hace años se está discutiendo en el Congreso un proyecto de ley clave para impulsar las energías limpias en Perú pero que aún no logra conseguir la mayoría y convertirse en ley.

Esta iniciativa propone dos cambios fundamentales para el mercado eléctrico: separación de energía y potencia en los contratos de suministro  y el establecimiento de bloques horarios al estilo chileno.

Tal como ya había explicado Energía Estratégica, el objetivo de la ley es promover una mayor participación de energías renovables (solar, eólica) a fin de contar con energía eléctrica de menor costo y menos contaminante, lo que contribuirá a reducir las tarifas eléctricas..

En la actual ley se obliga a contratar potencia y energía de manera conjunta, lo que limita la participación de las centrales de generación solar. Por ello, este cambio permitiría la participación de todas las tecnologías de generación eléctrica en las licitaciones de suministro de las empresas distribuidoras.

En este marco, Luis Cabrejos, experto del sector energético, destaca a Energía Estratégica la urgencia de aprobar este proyecto de ley así como la creación de un reglamento para impulsar la generación distribuida en el país.

“La propuesta de ley busca hacer más competitivas las inversiones en energías renovables al permitir que una planta solar pueda licitar contratos de energía divididos por bloques. Esta modalidad brinda una mayor flexibilidad y competitividad, facilitando la entrada de las energías limpias en el mercado energético peruano”, explica el experto.

Aunque este proyecto de ley ha enfrentado varios retrasos a lo largo del tiempo, lo cual ha generado incertidumbre en el sector, Cabrejos cree que su aprobación es solo cuestión de tiempo, ya que el mercado necesita cada vez más energías renovables para satisfacer la creciente demanda energética. 

“Con la participación de múltiples actores interesados, la presión para aprobar la ley es cada vez mayor, y se espera que el proyecto se materialice en los próximos años”, afirma.

A su vez, el especialista plantea otro aspecto crucial para el crecimiento de las energías renovables en Perú: la implementación de un reglamento para la generación distribuida. 

Este tipo de generación permite que usuarios finales y libres, como hogares y pequeñas empresas, puedan inyectar su propia energía a la red eléctrica, obteniendo beneficios económicos por ello. Cabrejos sostiene que un reglamento claro para la generación distribuida fomentaría esta modalidad, especialmente ahora que el costo de la tecnología ha disminuido notablemente.

De esta forma, el especialista enfatiza que la masificación de la generación distribuida podría tener un impacto significativo en el sistema energético del país. 

“Al brindar incentivos para que más usuarios adopten esta modalidad, se puede avanzar hacia un modelo energético más sostenible y descentralizado. Con la generación distribuida, Perú podría aprovechar mejor sus recursos solares, impulsando el crecimiento de las energías renovables a nivel local”, concluye.

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Más densidad, energía y seguridad: los avances de Trina Storage en almacenamiento en baterías

Trina Solar, empresa con 27 años de experiencia en la producción de módulos fotovoltaicos, continúa ampliando su gama de productos y presencia a nivel global con el fortalecimiento de nuevas unidades de negocios como Trina Tracker y Trina Storage.

Como Trina Storage, desde 2022 están integrados verticalmente, con una fábrica propia de celdas donde cuentan una capacidad de producción de 20 GWh de celdas de almacenamiento.

Vicente Walker, jefe para Latinoamérica y el Caribe de Trina Storage, comentó que han trabajado en la densificación de celdas en respuesta a las tendencias del mercado y demandas más crecientes de más capacidad y energía disponible.

“En la celda misma que es fabricación nuestra hemos pasado de 280 Ah a 306 Ah y ahora a 314 Ah que es un 15% más de capacidad de almacenaje en un mismo espacio físico”.

“Luego, hemos trabajado en el gabinete, donde ya tenemos soluciones de 4 y 5 MWh de almacenaje en el gabinete”.

“Además, hemos trabajado en la seguridad del producto, tema que toma mucha importancia el día de hoy, con una serie de sensores de medición en la misma celda, temperatura y voltaje y un sistema BMS (Battery Management System) para trabajar en caso de que aparezca algún incidente en en el contenedor”, detalló durante su participación en el evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico).

Desde su área de I+D, Trina ya cuenta con 800 personas abocadas exclusivamente a almacenamiento y enfocados no sólo en temas de densidad de celdas, capacidad del gabinete o seguridad de los sistemas. Según explicó Vicente Walker, están interesados en garantizar más energía real disponible.

“Lo que es más importante para el cliente es la energía usable, es decir cuánto de esa energía o de esa capacidad de almacenaje del contenedor es la que verdaderamente puedes usar y cómo eso se trabaja en la vida útil del proyecto”, consideró.

En tal sentido, indicó que del 100% de energía que ingresa, ocupan pequeños porcentajes para su operación, como ser un 1% para el sistema de climatización, destinando la gran mayoría a la energía disponible para los clientes.

“Nosotros al día de hoy estamos entregando de las mejores curvas de energía usable real del gabinete, descontando todas las pérdidas que tiene el contenedor de almacenamiento”, destacó Vicente Walker, jefe para Latinoamérica y el Caribe de Trina Storage.

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SL Rack analiza las tendencias en estructuras solares para Latinoamérica y Europa

El sector renovable de Latinoamérica continúa en constante crecimiento y cada vez atrae más actores que se posicionan en el mercado para diversificar su matriz energética, avanzar en la transición energética y mitigar los efectos del cambio climático. 

SL Rack, empresa alemana dedicada mayoritariamente a la fabricación de estructuras para suelos y cubiertas planas e inclinadas y seguidores fotovoltaicos, es una de esas entidades que acompaña el camino hacia la sustentabilidad y que dijo presente en el Future Energy Summit Central America & The Caribbean. 

Por tal motivo, Oscar Rubio, sales manager Ibérica & Latam de SL Rack, participó del ciclo “Entrevistas con Líderes” de Future Energy Summit (FES) y analizó las diferencias entre LATAM y Europa en la materia y las tendencias que se avecinan en estructuras solares para ambos mercados. 

“Siempre tenemos que analizar la ubicación del proyecto, realizar los cálculos estructurales para garantizar el cumplimiento de las normas vigentes en cada país. Por lo tanto, en el ámbito técnico, todos los procesos desarrollados en Europa se trasladaron a Latinoamérica, principalmente al Caribe”, señaló. 

Aunque con la particularidad respecto a la optimización máxima de las estructuras, ya que anteriormente contaban con factores de seguridad muy elevados por la propia falta del know-how, mientras que actualmente se optimiza al máximo la solución a suministrar en pos de lograr el precio más bajo con productos de primer orden, alta calidad y que produzca lo máximo posible. 

“Sin embargo, una diferencia muy grande es cómo son los participantes del mercado latinoamericano y el europeo. Hay una estrecha relación entre el cliente final y los correspondientes proveedores de productos”, aclaró Rubio. 

Por el lado de las tendencias, el sales manager Ibérica & Latam de SL Rack reconoció que suelen ser similares en todos los mercados y, por tanto, desde la compañía apuestan por estructuras para cada cubierta, adaptándose a cada tipo que pudiera haber en los países y la forma de construir. 

“La premisa es adaptarse, a la par de hacer hincapié en el tipo de cubierta (plana o inclinada) y del suelo. Aunque sí es cierto que los vientos son muy elevados en la zona del Caribe, de hasta 240 km/h, por lo que no se implantaron tanto los seguidores solares, sino que el mercado está orientado a estructuras fijas”, subrayó. 

Y es por ello que desde SL Rack tienen objetivos claros en la internacionalización de la empresa, mediante el traslado de su forma de trabajar, cooperar y relacionarse con los clientes, por lo tanto se  enfocan en LATAM y el Caribe con cubiertas industriales y proyectos con estructuras fijas y marquesinas. 

“El producto estrella en la región es proyecto sobre suelo con estructura fija y sobre cubierta para naves industriales. (…) Igualmente, la tendencia es que se implanta mucho el seguidor fotovoltaico en Latinoamérica, ya que la diferencia de coste es similar y produce un 20-25% más de energía”, complementó durante ciclo “Entrevistas con Líderes” de Future Energy Summit.

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Solis implementa con éxito la tropicalización de productos en mercados latinoamericanos

Solis, fabricantes de inversores en el top3 global, garantiza los más altos estándares de calidad y el cumplimiento de las regulaciones internacionales más estrictas para el sector eléctrico.

Enfocados al 100% en electrónica de potencia, esta marca cuenta con una de las gamas de productos más amplias de inversores disponibles en Latinoamérica que van desde 0.7kW a 350 kW.

Aquello no sería todo. Además del abanico de potencias que cubren para el segmento residencial, comercial-industrial y utility, la estrategia de este fabricante es tropicalizar su oferta para atender las necesidades locales.

“Contamos con todas las certificaciones requeridas para todos los mercados en los que atendemos desde Canadá hasta la Patagonia chilena y argentina”, aseguró Sergio Rodríguez, gerente de Producto y Servicios para Latinoamérica de Solis.

“En México, ya tenemos 10 años de desarrollo, de tropicalización de todos nuestros productos en conjunto con nuestros partners principales”, agregó Rodríguez durante su participación en el evento de Future Energy Summit (FES) en México.

Para el segmento comercial-industrial, Solis cuenta con la gama más variada y de las más tropicalizadas para el mercado mexicano por el diálogo cercano que tienen con distribuidores y clientes principales que requieren instalaciones ongrid, offgrid e híbridas.

“En Solis hacemos productos hechos a la medida para el mercado mexicano”, subrayó Rodríguez.

Entre su oferta para este mercado se destaca el equipo de 60 kW trifásico 220 V, los de 124 kW para media tensión, que entran dentro de la regulación de la generación distribuida. Y para proyectos de mayor potencia, acaba de lanzar inversores híbridos trifásicos a 220 V y trifásicos a 440 V.

Adicional a eso, para sector utility también esta marca está presentando su inversor de 350 kW y, según reveló Sergio Rodríguez, gerente de Producto y Servicios para Latinoamérica de Solis, cuentan con “muchos proyectos en cotizaciones” con este inversor pero aún están a la espera de señales del gobierno para avanzar.

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Cámara Panameña de Energía Solar reitera la urgencia de cese de prácticas desleales en la Industria Solar

La Cámara Panameña de Energía Solar, gremio que agrupa a las empresas dedicadas a la industria de la energía solar en el país, emite la presente nota para reiterar la urgente necesidad de cesar las prácticas desleales que están afectando al sector y manifestar su reconocimiento a la Autoridad de Protección al Consumidor y Defensa de la Competencia (ACODECO) por su oportuna intervención.

En los últimos meses, hemos observado con preocupación cómo las distribuidoras de electricidad, que tienen el rol regulador sobre la aprobación de instalaciones de paneles solares, han incurrido en prácticas que podrían considerarse desleales y que están afectando negativamente a las empresas del sector solar.
Entre las preocupaciones principales se destacan:

1. Conflictos de intereses: Las Distribuidoras, al actuar como reguladores y certificadores en el proceso de instalación de paneles solares, demandan a las empresas suministrar todos sus planos, permisos e incluso datos completos del cliente para tomar decisiones sobre la viabilidad de la instalación del medidor. Esta práctica, que ha venido en aumento, permite a las distribuidoras influir de manera injustificada en la aprobación o denegación de proyectos solares, generando un ambiente desigual y perjudicial para la competencia.

2. Retrasos injustificados: Hemos detectado un patrón de retrasos injustificados en el proceso de aprobación de instalaciones de paneles solares realizados por nuestras empresas asociadas. Estos retrasos no solo encarecen los proyectos, sino que también afectan la confianza de los consumidores.

3. Obstaculización en la Interconexión: Además, hemos recibido múltiples reportes de dificultar la conexión de sistemas solares aprobados a la red eléctrica, lo cual perjudica a nuestros clientes y a la expansión de la energía solar en Panamá.

La Cámara Panameña de Energía Solar reitera que estas prácticas no solo dañan a nuestras empresas miembros, sino que también obstaculizan el desarrollo sostenible y eficiente del sector energético en Panamá.

Las empresas dedicadas a la energía solar cumplen con sus obligaciones fiscales, contribuyen a la seguridad social mediante el pago de cuotas a la Caja del Seguro Social y generan un importante número de empleos en el país, siendo una fuente de crecimiento económico y sostenible.

Queremos expresar nuestro agradecimiento a la Autoridad de Protección al Consumidor y Defensa de la Competencia (ACODECO) por su oportuna intervención en la investigación de estas prácticas.

Confiamos en que su mediación y acciones contribuirán a establecer un entorno más justo y regulado, donde todas las empresas puedan operar sin trabas injustificadas y de manera competitiva.

Asimismo, hacemos un llamado a las distribuidoras de electricidad para que cesen inmediatamente estas prácticas y promuevan la transparencia y la equidad en todas sus operaciones.

La Cámara Panameña de Energía Solar seguirá vigilante y trabajando conjuntamente con ACODECO y otras entidades reguladoras para asegurar que el crecimiento de la energía solar en Panamá se desarrolle en un entorno justo, competitivo y sostenible.

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UPME espera incremento de solicitudes de incentivos tributarios en gestión eficiente de energía

Con la expedición de la Resolución CREG 101-043 el pasado 25 de abril de 2024, la UPME precisó este miércoles que espera un aumento significativo de las solicitudes de incentivos tributarios en materia de respuesta de la demanda, por parte de nuevos sectores en temas relacionados con digitalización, buenas prácticas operativas y medición inteligente.

“Tras las novedades regulatorias, estamos muy optimistas desde la UPME que el volumen de nuevas solicitudes de incentivos tributarios se intensifique, ya que da nuevas herramientas para que sectores como el minero, hidrocarburos, termoeléctrico e industrial puedan presentar solicitudes para su viabilización técnica y económica.

Esta es una gran noticia pues permitirá que Colombia pueda avanzar más rápidamente en las metas de ahorro energético proyectadas a 2030, al permitir la concurrencia de nuevos actores con iniciativas en gestión eficiente de la energía” manifestó Adrián Correa, director general de la UPME.

Es preciso indicar que el Plan de Acción Indicativo del Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía- PROURE estableció a 2030 una meta de ahorro acumulado de 1.688 peta joules, equivalentes al 10% del consumo de todo país en el año 2021, de los cuales 192 peta joules provendrían de acciones de respuesta de la demanda, donde se encuentran cobijados los sectores antes mencionados.

El ente de planeación recordó que con este nuevo marco normativo se impulsará un avance expedito en la transición energética justa, al permitir la participación de nuevos actores, quienes se suman a la cadena de gestión activa de la demanda y en consecuencia, podrán tomar mejores decisiones en su consumo energético.

Para conocer más detalles de las medidas de acción a las que los sectores de industria, minero, generación térmica e hidrocarburos pueden acceder para lasolicitud de incentivos tributarios puede consultar la Resolución UPME 319 de 2022 disponible en www.upme.gov.co

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Growatt presenta una amplia cartera de productos en Intersolar 2024 en Múnich

La expansión de la energía solar en Alemania está avanzando inexorablemente, como lo demuestran las cifras más recientes. El objetivo de 88 GW de capacidad de energía solar establecido para 2024 ya se alcanzó a mediados de mayo, lo que subraya el continuo impulso y el creciente interés en la energía solar. Qué oportuno que Intersolar 2024 se celebre en Múnich del 19 al 21 de junio, donde Growatt se presentará como uno de los principales proveedores de soluciones energéticas descentralizadas en el stand B3.230.

Esto hace que sea aún más interesante para los visitantes nacionales e internacionales de la feria conocer la amplia cartera de productos de Growatt. Esto incluye sistemas pequeños para balcones como el microinversor NEO 800M-X y el nuevo e innovador sistema de almacenamiento para balcones NOAH 2000, así como inversores preparados para baterías para viviendas particulares. Además del inversor monofásico MIN-XH preparado para baterías, que está disponible en clases de potencia de 2,5kW a 6kW, Growatt también exhibirá los inversores trifásicos MOD 3-10KTL3-XH y MID 11-30KTL3-XH, que cubren todas las áreas relevantes para el sector residencial. También se exhibirá la nueva batería APX HV, que tiene un diseño modular y puede ampliarse en cualquier momento en incrementos de 5kWh hasta una capacidad energética máxima de 30kWh.

Growatt también presenta sus inversores híbridos WIT para el sector comercial e industrial (C&I). Hay dos series diferentes, el WIT 29.9-50K-XHU con el sistema de almacenamiento de baterías AXE 30-65H-E1 y el WIT 50-100KTL3-HU con la batería comercial APX. Estos productos pueden verse in situ y experimentarse en acción.

Por supuesto, otros productos de la extensa cartera de Growatt también estarán en exhibición en la feria, como los inversores fuera de la red SPF 6000ES Plus, los cargadores de vehículos eléctricos THOR y las estaciones de energía portátiles como el Growatt HELIOS, INFINITY o VITA. Estaremos mostrando estas y otras innovaciones en nuestro gran stand de exhibición durante Intersolar.

«Intersolar en Múnich nos brinda cada año la plataforma perfecta para mostrar nuestras últimas tecnologías y productos mientras entablamos un diálogo con instaladores, socios y personas interesadas», dijo Lisa Zhang, Vicepresidenta de Growatt. «Estamos orgullosos de ser parte de este mercado dinámico y en crecimiento y esperamos presentar nuestras soluciones que hacen una contribución importante a la transición energética».

En el stand de Growatt, los visitantes podrán ver de cerca los dispositivos en exhibición, tocarlos y discutirlos con los expertos de Growatt. Alemania ha demostrado ser líder en el campo de la energía solar y Growatt está listo para apoyar este progreso con sus soluciones energéticas innovadoras.

¡Visita a Growatt durante Intersolar en el stand B3.230!

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Insólito: como Petrobras no autorizó a Enarsa a descargar un cargamento de GNL, le cortaron el gas a más de 100 grandes industrias

Enarsa, la empresa estatal que se encarga de la importación de Gas Natural Licuado (GNL), no pudo documentar este martes la transferencia de US$ 22 millones a una cuenta en el exterior de Petrobras, por lo que la petrolera controlada por el gobierno brasileño no autorizó la descarga de un cargamento de gas comprado de urgencia por la Argentina durante el fin de semana para intentar contener la crisis de abastecimiento de energía que afecta al país desde hace varios días, según indicaron fuentes del mercado a EconoJournal. Esto agravó la situación del sistema de gas, que enfrenta desde hace días un estado crítico por las bajas temperaturas que tomaron por sorpresa al gobierno de Javier Milei. 

La situación, que prácticamente no tiene antecedentes y podría derivar en un nuevo conflicto diplomático entre el gobierno de Javier Milei y el de Lula Da Silva, puso contra las cuerdas al sistema gasífero argentino. La agudización de los problemas de suministro obligó al Enargas, el ente regulador del sector, a convocar hoy a un comité de emergencia integrado por productores, transportistas y distribuidores para cortarle el gas a las mayores 100 industrias del país, entre las que figuran petroquímicas, petroleras, cerealeras, caleras y empresas agroindustriales.

Enarsa debía girar este martes alrededor de US$ 22 millones para que un buque cargado de GNL empiece a inyectar hoy el fluido en la terminal regasificadora de Escobar. Sin embargo, por un problema derivado de la instrumentación de la carta de crédito en favor de Petrobras que había firmado Enarsa, la operación bancaria no se realizó en tiempo y forma, porque el cargamento no pudo empezar a inyectar GNL.

El corte de gas alcanza a todas las grandes industrias de la región del Gran Rosario, que cubre el sur de Santa Fe y se extiende hacia el norte de Buenos Aires, y también a las de Córdoba, que debieron frenar a cero su consumo de gas natural para intentar preservar la integridad del sistema de gasoductos, que opera al límite de su capacidad.

En otro momento, un escenario así se hubiese solucionado rápidamente mediante un llamado político a Brasilia, pero la mala o inexistente relación con Lula (Da Silva) no ayudó en lo más mínimo”, explicó un alto directivo de una petrolera que siguió esta tarde los acontecimientos desde cerca. A última hora de la tarde de hoy, la distribuidora Litoral Gas, que brinda el servicio al norte de la provincia de Buenos Aires y en el sur de Santa Fe, se vio obligada a cortarle el suministro de gas a más de 100 industrias de la región del Gran Rosario. Horas más tarde las distribuidora de Gas del Centro y Gas Cuyana tomaron la misma decisión. «La clave es poder pasar el pico de consumo residencial, que se registra entre las 21 y las 23. Si logramos llegar a la medianoche con buena presión en los gasoductos, la situación estará controlada porque mañana Enarsa va a poder empezar a inyectar gas en la terminal de Escobar«, reconoció un directivo de una distribuidora.

Hasta ayer la interrupción del servicio había afectado a industrias, comercios y estaciones de GNC que tienen contratos interrumpibles de gas (que prevén corte del suministro en caso de faltantes), pero el imprevisto que sufrió Enarsa con el cargamento de GNL obligó a cortar el gas a industrias que contrataron el servicio ‘en firme’, es decir, a empresas que pagan más caro para evitar cortes del suministro. Algunas industrias, por caso, acataron parcialmente el pedido de las distribuidoras y no interrumpieron a cero su consumo de gas.

El contexto se complicó aún más por un problema operativo que afectó a la red de TGN, una de las dos transportistas de gas del país, que por un imprevisto técnico debió paralizar dos plantas compresoras en el sistema centro-oeste de gasoductos. “La salida de funcionamiento de las plantas motivó una pérdida de linepack (presión) de 2 millones de metros cúbicos (MMm3), pero el problema principal fue el inconveniente que tuvo Enarsa para descargar el cargamento de GNL que tendría que haber inyectado unos 7 MMm3/día este martes”, agregó otra de las fuentes consultadas. TGN reestablecerá la operación de las dos plantas compresoras a las 21 de hoy, mientras que se estima que, si el BCRA autoriza el envío de fondos hacia Brasil, la terminal de Escobar podría empezar a regasificar a partir del mediodía del miércoles.

, Nicolas Gandini

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Crean período de transición para eliminar los subsidios y habilitan más subas de luz y gas

El Gobierno creó por decreto un “Período de Transición” para pasar de los subsidios generalizados hacia otro de subsidios focalizados en las tarifas de luz y gas. El proceso de seis meses, prorrogable por única vez, le da amplias facultades a la administración de Javier Milei para empezar con las subas para la clase media y los usuarios de ingresos bajos.

El cambio es para dejar atrás la segmentación en base a niveles socioeconómicos N1, N2 (ingresos bajos) y N3 (ingresos medios) que el Gobierno aplica en la actualidad. Y el objetivo, de acuerdo al decreto 465/2024 publicado en el Boletín oficial, es asegurar una implementación gradual, ordenada y previsible de precios de mercado y tarifas basadas en los costos reales de la energía.

La eliminación de la ayuda del Estado será gradual desde el 1 de junio hasta el 30 de noviembre y se podrá prorrogar por otros seis meses. Así, finalmente se pondrá en marcha la prometida Canasta Básica Energética (CBE), pero en el camino la Secretaría de Energía tendrá amplias facultades para aplicar cambios en las boletas que pagan los usuarios.

Entre ellas se destacan la posibilidad de determinar los volúmenes máximos de consumo subsidiable para todas las categorías y segmentos residenciales de electricidad y gas. Pero también considerar el criterio de consumo indispensable, la zona bioambiental y la época del año para fijar estos topes.

Asimismo, Energía podrá fijar descuentos aplicables a los usuarios de las categorías N2 y N3, y disponer que los consumos en exceso a los volúmenes máximos subsidiables sean abonados a precios mayoristas de gas natural y energía eléctrica. Además, revisará los volúmenes de consumo máximo a subsidiar y los montos o porcentajes de los descuentos sobre el componente de energía.

Además, en el decreto el Gobierno invita a todos los usuarios residenciales (hogares) a reempadronarse en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), que hoy tiene tres niveles de segmentación. Y paralelamente, realizará cruces de información con otras bases de datos nacionales o provinciales para actualizar el padrón de beneficiarios y minimizar errores de inclusión y exclusión.

Según se explicó en los considerandos, la “reestructuración de los regímenes de subsidios” tiene como principal objetivo trasladar a los usuarios los costos reales de la generación, producción y las importaciones de energía eléctrica y gas natural, además de promover la eficiencia energética y focalizar los recursos del Estado en la población más vulnerable.

Cabe recordar, que el Gobierno debe definir también si aplica nuevamente en junio un incremento de la luz y el gas a los hogares N1, grandes comercios e industrias que entre febrero y abril ya habían perdido los subsidios. Además, está pendiente la indexación mensual de las tarifas de distribución y transporte.

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El Gobierno actualizó el impuesto a los combustibles y las naftas vuelven a subir

El Gobierno de Javier Milei decidió elevar los impuestos al combustible líquido (ICL) y al dióxido de carbono (IDC), que se trasladará directo al precio del litro de nafta y gasoil a partir de este sábado 1° de junio, por lo que el salto del precio podría llegar hasta el 20%.

Mediante el decreto 466, publicado este martes en el Boletín Oficial que lleva las firmas de Milei, el exjefe de Gabinete, Nicolás Posse y el ministro de Economía, Luis Caputo, el Ejecutivo estableció un nuevo cronograma para subir los impuestos fijados para los combustibles virgen. De esta manera, entre el 1 y el 30 de junio se aplicarán las subas a esos tributos por el cuarto trimestre de 2023 y al primer trimestre de este año.

Cabe recordar que el 1° de junio vence la prórroga del mencionado tributo, y el Ejecutivo tenía que decidir si continuaba con el congelamiento dispuesto a fines de abril o si volvía a actualizarlo de acuerdo a la inflación. El argumento que se utilizó para postergar el incremento al ICL en mayo tenía que ver con “estimular el crecimiento garantizando un sendero fiscal sostenible”. Sin embargo, ahora la cartera a cargo de Caputo dispuso la actualización del tributo que tendrá un trasladado a la nafta y el gasoil en surtidores -de YPF, Shell, Axion y Puma Energy– con efectos en la inflación.

“Con el fin de estimular el crecimiento de la economía garantizando un sendero fiscal sostenible, resulta razonable diferir parcialmente los efectos de los incrementos que resultarían aplicables a partir del 1° de junio de 2024 para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil”, sostiene el decreto. Y se remarca que los “hechos imponibles que se perfeccionen desde el 1° de julio de 2024, inclusive, deberá considerarse el incremento total en los montos de impuesto”.

En lo que va de 2024, los precios de las naftas y el gasoil acumulan un alza de 57% promedio. Si se confirma que las petroleras trasladas esta suba de impuestos a los precios en torno al 20%, el litro de nafta súper en la Ciudad de Buenos Aires escalará unos $178 sobre los valores vigentes. La súper rondaría los $1.048 y la premium $1.195. Para el gasoil, el ajuste sería del 11% y haría saltar el litro $121.

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Juicio por YPF: la jueza de Nueva York analiza si se embargan activos de la petrolera y del Bcra

En una nueva medida en el juicio por US$ 1.600 millones por YPF, la jueza estadounidense Loretta Preska le exigió hoy a la Argentina demostrar que la petrolera y el Estado representan los mismos intereses.

La magistrada pretende que se demuestre la figura del “alter ego” entre el Estado argentino e YPF y el Banco Central.

Mientras se cursan estos pedidos y audiencias en el tribunal del Preska, la Argentina apeló el fallo condenatorio en primera instancia y espera la decisión de fondo de la Cámara de Apelaciones. Ese nuevo fallo podría tardar al menos un año.  

Por pedido del demandante, el fondo de inversión Burford Capital, exigió pruebas al país para determinar, o no, que son lo mismo, que representan los mismos intereses y que tomaron y toman decisiones de manera alineada. 

Así lo decidió luego de una audiencia en su corte del segundo distrito de Manhattan, donde hace ocho años lleva adelante la causa que se generó luego de la expropiación de YPF en 2012.

Preska ya emitió un falló que condenó a la Argentina a pagar unos US$ 16.000 millones, del que Burford es el principal beneficiario.

En la audiencia las partes presentaron argumentos a favor y en contra de obligar al país a presentar información sobre si ciertas entidades administradas por el Estado son “alter ego” del país. En esa lista estaban YPF, Aerolíneas, BCRA, Arsat, Banco Nación y otras.

Preska dijo que la petrolera de bandera -el Estado es dueño del 51% del paquete accionario- y el Banco Central podrían encuadrarse bajo esa figura y ordenó que la Argentina presente información de los últimos 2 años para probar su relación con el Estado.

El objetivo detrás del pedido de Burford es embargar activos locales ante la idea de que el Estado no pagará la sentencia que tiene a favor.

Ahora, la jueza dejó de lado a las demás empresas y organismos, pero indagará sobre YPF y el Central. 

Y, eventualmente, podría autorizar embargos sobre los bienes de ambos: acciones en Wall Street, inversiones en el exterior, bonos y otros activos.

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El sindicato del petróleo manifestó su “profundo pesar” ante el fallecimiento de Guillermo Pereyra

El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Rio Negro, Neuquén y La Pampa manifestó su “profundo pesar” al informar el fallecimiento del dirigente gremial Guillermo Pereyra tras ser internado en el sanatorio CMIC de Neuquén Capital por un ACV hemorrágico.

Como es de público conocimiento, en los últimos meses venia luchando contra una grave enfermedad. Pereyra nos deja un gran legado de lucha inquebrantable en la defensa de los trabajadores petroleros”, manifestó el sindicato del petróleo en un parte de prensa. 

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— CATHEDA INFORMES (@CATHEDAINFORMES) May 28, 2024

En esa línea, desde el gremio expresaron: “Su visión, liderazgo y compromiso serán un faro para las generaciones venideras de esta institución. Acompañamos a su familia en este momento de profundo dolor”. 

Pereyra comenzó a trabajar en la industria petrolera en los años ’70, para luego convertirse en delegado gremial del sindicato. En tanto, desde 1983 se transformó en secretario del gremio, cargo que ocupó hasta 2021.

Además, entre 1995 y 1999 fue diputado provincial y, entre 1999 y 2001, subsecretario de Trabajo de Jorge Sobisch. 

Desde 2012 y 2013 integró el directorio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) tras su estatización. También fue secretario adjunto de la CGT-Azopardo bajo Hugo Moyano desde 2012 a 2014.

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A los 80 años, murió el ex senador Guillermo Pereyra

El ex senador y sindicalista petrolero Guillermo Pereyra falleció hoy a los 80 años tras sufrir un accidente cerebrovascular (ACV) durante la madrugada de este martes. 

El ex dirigente había sido intervenido quirúrgicamente por distintos problemas de salud. A finales de abril, anunció su renuncia a la conducción de Ospepri, Meopp y Meopp ART Mutual.

El ex líder del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa permanecía internado en grave estado en una clínica de la provincia de Neuquén tras sufrir un ACV durante la madrugada.

Pereyra tuvo una amplia trayectoria pública como sindicalista, también incursionó en la política de la mano del Movimiento Popular Neuquino y se desempeñó como legislador nacional por la provincia del Neuquén entre 2013 y 2019.

El dirigente político y gremialista arribó a Neuquén durante la década del ’70 y comenzó a trabajar en la industria petrolera, donde se transformó en delegado gremial del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa. En tanto, desde 1983 se convirtió en secretario del gremio, cargo que ocupó hasta 2021

Además, entre 1995 y 1999 fue diputado provincial y, entre 1999 y 2001, subsecretario de Trabajo de Jorge Sobisch. Desde 2012 y 2013 integró el directorio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) tras su estatización. También fue secretario adjunto de la CGT-Azopardo bajo Hugo Moyano desde 2012 a 2014.

De perfil negociador, mantuvo buen dialogo con los gobiernos de los presidentes Carlos Menem, Fernando de la Rúa, Néstor Kirchner, Mauricio Macri y Alberto Fernández. En tanto, con la ex mandataria Cristina Fernández de Kirchner alterno buenos y malos momentos. 

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Avanzan los trabajos en la reversión del GN

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

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

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

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

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

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

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

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Economía reempadronará a usuarios y reducirá los subsidios al consumo de gas y electricidad

El gobierno nacional activó un período de transición para cambiar el actual régimen de subsidios a las facturas por el consumo de gas y de electricidad, en base a un esquema que tiene por objetivo “pasar de un régimen de subsidios generalizado, indiscriminado, con superposiciones (por la existencia de regímenes especiales), hacia un sistema focalizado en usuarios vulnerables, y más ordenado”, puntualizó.

“En época de escasez y de ajuste de los recursos del Estado, es necesario rever y reordenar los subsidios, de manera progresiva, para contribuir al equilibrio fiscal sin descuidar la ayuda a los usuarios vulnerables”, advirtió un comunicado de la Secretaría de Energía.

A través del decreto 465/2024 (Milei-Caputo), publicado en el Boletín Oficial el martes 28/5, se establece “un período de transición de seis meses (prorrogable por otros seis) en función de la evolución de la situación económica general y la dinámica del sector energético”.

Desde Energía -en la órbita del ministerio de Economía- se puntualizó que “se hacen una serie de modificaciones del Decreto 332/2022, que estableció la segmentación según la capacidad económica de los usuarios, conocida como N1 (ingresos altos), N2 (ingresos bajos) y N3 (ingresos medios):

a) Se dejan sin efecto los límites respecto del precio mayorista en el componente de la energía, de N2 (40 %) y N3 (80 %) sobre la base del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) para trasladar, progresivamente, a los usuarios finales los precios y tarifas reales de la energía. Dichos límites del CVS impedían seguir en el sendero de corrección de precios y tarifas que impulsa este Gobierno.

b) Por ello, se faculta a la Secretaría de Energía a:

i) Establecer bonificaciones o descuentos a los usuarios N2 (ingresos bajos) y N3 (ingresos medios).

ii) Establecer nuevos topes de consumo máximos subsidiados para N2 y N3, corrigiendo así un grave defecto del régimen anterior que alentaba el consumo ilimitado. Los consumos excedentes se pagarán a precio o tarifa plena, es decir, sin subsidio”.

Energía señaló que durante dicho período de transición, “se monitoreará la evolución de todas las variables en juego, cruces de información, se impulsará el reempadronamiento y la actualización del RASE (Registro de Acceso a los Subsidios Energéticos) a fin de asegurar que los usuarios estén en el segmento correspondiente según su nivel de ingresos”.

Desde el gobierno se sostiene que “el régimen de subsidios anterior, junto con la política energética de congelamiento tarifario, contribuyeron sustancialmente a la opacidad de las tarifas finales y a la confusión conceptual entre los montos efectivamente facturados a los usuarios y los subsidios”. “Eso, en contra de los intereses económicos de los propios usuarios conforme a las disposiciones del Artículo 42 de la Constitución Nacional, resultando casi imposible discernir según qué conceptos y por qué importes se abona el servicio respectivo”, se agrega.

“Recordamos a los usuarios la importancia de hacer un uso eficiente y responsable de la energía”, señala la cartera a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo.

Los aspectos principales del Decreto 465/24 puntualizan:

Se determina la reestructuración de los regímenes de subsidios a la energía de jurisdicción nacional, a fin de asegurar una transición gradual, ordenada y previsible hacia un esquema que permita: (i) trasladar a los usuarios los costos reales de la energía; (ii) promover la eficiencia energética; y (iii) asegurar a los usuarios residenciales vulnerables, el acceso al consumo indispensable de energía eléctrica, gas por redes y gas envasado.

Se establece un Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados (“Período de Transición”), que se extenderá desde el 1º de junio hasta el 30 de noviembre de 2024. La vigencia podrá ser prorrogada por única vez, por un plazo de SEIS (6) meses, mediante resolución fundada de la S.E. en su carácter de Autoridad de Aplicación del Decreto 332/2022.

Se dejan sin efecto los límites del impacto en factura que genere la corrección del componente Energía fijado como porcentaje del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) del año anterior, contenidos en el Decreto 332/22.

Los criterios de inclusión en cada uno de los niveles de segmentación previstos en el mismo Decreto podrán ser revisados y modificados por la Autoridad de Aplicación. Podrá establecer criterios de exclusión a partir de indicadores de exteriorización patrimonial que indirectamente manifiesten nivel de ingresos.
La verificación de alguno de estos criterios en relación con alguno de los integrantes del grupo conviviente habilitará a la S.E. a rechazar la solicitud del beneficio o a excluir al hogar del padrón de beneficiarios.

Durante la vigencia del Período de Transición, la Autoridad de Aplicación deberá desarrollar todas las acciones necesarias para una transición gradual, ordenada y previsible hacia precios de mercado y tarifas basadas en costos económicos para el sector energético, asegurando la gradual reducción de los subsidios actualmente vigentes.

En particular, se faculta a la Secretaría de Energía para:

1) Establecer topes a los volúmenes de consumo subsidiados en todas las categorías y segmentos residenciales, tanto para electricidad como para gas.
Para fijar los volúmenes máximos subsidiables, la Autoridad de Aplicación deberá contemplar el criterio de consumo indispensable, a cuyo efecto podrá considerar la zona bioambiental en la que se ubica el consumo y la época del año.
En una primera etapa, la Autoridad de Aplicación podrá extender a los usuarios del Nivel 2 los límites de consumo que ya rigen para los usuarios del Nivel 3 conforme a las Resoluciones 649/2022 y 686/2022, ambas de la S.E.

2) Aplicar a los usuarios de las categorías denominadas Nivel 2 y Nivel 3 del REGISTRO DE ACCESO A LOS SUBSIDIOS A LA ENERGÍA (RASE) descuentos sobre el componente Energía que se traslada a las tarifas finales correspondientes a la categoría residencial. La Autoridad de Aplicación podrá fijar el nivel de los descuentos o bonificaciones que recibirán los beneficiarios durante el Período de Transición por los volúmenes consumidos hasta el máximo definido.

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

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

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

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

7) Invitar a los usuarios residenciales a reempadronarse en el REGISTRO DE ACCESO A LOS SUBSIDIOS A LA ENERGÍA (RASE) y realizar los cruces de información con otras bases de datos nacionales o provinciales, a fin de actualizar el padrón de beneficiarios y minimizar los errores de inclusión y exclusión.

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

La Secretaría de Energía queda facultada para dictar todos los actos que se requieran para la implementación de lo dispuesto en el decreto.

En tal sentido, podrá emitir las normas necesarias para la reestructuración del régimen de subsidios a la energía, y para definir los mecanismos específicos que materialicen la asignación y efectiva percepción de los subsidios por parte de los usuarios.

Asimismo, determinará los roles y las tareas que desempeñarán de manera obligatoria los distintos actores públicos, incluyendo al SISTEMA DE IDENTIFICACIÓN NACIONAL TRIBUTARIO Y SOCIAL (SINTyS), al ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), a la ADMINISTRACIÓN NACIONAL DE LA SEGURIDAD SOCIAL (ANSES), a la ADMINISTRACIÓN FEDERAL DE INGRESOS PÚBLICOS (AFIP), y a los prestadores de los servicios públicos y otros agentes públicos o privados que administren bases de datos que pudieren ser relevantes para la implementación del régimen de beneficiarios y de los beneficios aplicables.

La secretaría de Energía establecerá los medios y procedimientos para que los usuarios interesados puedan solicitar su reempadronamiento, actualización de la información brindada, o reclamar por su condición en relación con los subsidios a la energía de una manera ágil, expedita y gratuita.

El decreto instruye a la JEFATURA DE GABINETE, a los Ministerios y Secretarías de la PRESIDENCIA DE LA NACIÓN, a la ANSES, a la AFIP, a la DIRECCIÓN NACIONAL DE MIGRACIONES y a todo otro organismo público, independientemente de la naturaleza jurídica que revista, a brindar a la Autoridad de Aplicación (S.E) la información que ésta requiera durante el Período de Transición.

Toda la información proporcionada al RASE durante el Período de Transición será integrada al SINTyS), en su carácter de coordinador de intercambio de información, dando cumplimiento a las previsiones existentes en materia de protección de datos personales y sensibles, conforme lo establece la Ley de Protección de los Datos Personales 25.326.

Durante la vigencia del Período de Transición, la Autoridad de Aplicación deberá considerar, además, la existencia de otros regímenes de beneficios y/o subsidios a la energía vigentes, a fin de recomendar o proceder a su adecuación, eliminación y/o reemplazo.

En particular, deberá proveer un mecanismo para establecer los beneficios que correspondan a las entidades de bien público, clubes de barrio y de pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables, en los términos de la Ley sobre Régimen Tarifario Específico para Entidades de Bien Público 27.218 y la Ley sobre Régimen de Promoción de los Clubes de Barrio y de Pueblo 27.098.

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Murió Guillermo Pereryra, el bastión del sindicato petrolero más importante del país

A los 80 años falleció Guillermo Pereyra, el dirigente gremial y referente del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa.

El fallecimiento fue confirmado oficialmente por el gremio petrolero luego de que Pereyra fuera internado ayer en la clínica CMIC de Neuquén capital tras sufrir un Accidente Cerebro Vascular Hemorrágico.

“Guillermo Pereyra, nos deja un gran legado de lucha inquebrantable en la defensa de los trabajadores petroleros. Su visión, liderazgo y compromiso serán un faro para las generaciones venideras de esta institución. Acompañamos a su familia en este momento de profundo dolor”, expresaron a través de un comunidado.

El gremialista luchaba contra una grave enfermedad hace varios años, motivo por el cual el 29 de abril pasado había decidido renunciar a la conducción de la mutual y a la obra social del gremio, MEOPP, Ospepri y MEOPP ART.

“La necesidad de encarar una recuperación que me permita volver a tomar funciones en la organización que conduce el compañero Marcelo Rucci me ponen en situación de dar un paso al costado y permitir que las tres entidades que dependen de nuestro sindicato puedan funcionar con normalidad”, había dicho el líder sindical durante el acto en el que oficializó su apartamiento.

Nacido en la provincia de Mendoza, Pereryra comenzó a trabajar en la industria petrolera de Neuquén a los 33 años. En 1970 se convirtió en delegado del sindicato petrolero y en 1983 pasó a conducir el gremio como secretario general, cargo que ostentó por 38 años.

Hizo carrera política bajo el Movimiento Popular Neuquino, partido por el cual fue diputado provincial entre 1995 y 1999. Luego, integró la Cámara Alta cuando en 2013 fue elegido senador y se mantuvo allí hasta finalizar su mandato en 2019. Desde su banca ocupó la presidencia de la comisión de Minería, Energía y Combustibles.

Además, integró el Directorio de YPF tras la expropiación de 2012.

Apartamiento y una nueva era

En 2021 Pereyra se apartó de la conducción del gremio para dar lugar a su sucesor, Marcelo Rucci, quien logró una victoria con el 86% de los votos. Finalizaba así una era de 38 años bajo su mandato.

Previamente en 2017, el líder petrolero había revelado que sufría de cáncer hepático, una enfermedad que no le impidió ejercer sus funciones legislativas o al frente del sindicato.

Pese a los numerosos problemas de salud que lo aquejaban, “el Caballo” -como lo apodaban- solía hacer frecuentes caminatas por las bardas de Neuquén, al mismo tiempo, ocupaba una agenda que lo mantenía frecuentemente al lado de presidentes, empresarios y poderosos gremialistas.

Pereryra plantó la bandera del sindicato en Vaca Muerta y se convirtió en referente de su proceso de desarrollo.

“Quiero agradecer el acompañamiento a cada uno de los trabajadores petroleros en estos años”, había dicho Pereyra durante su despedida. “He luchado por la dignidad de mis compañeros. No hace falta ponerme el perómetro en el pecho porque cada acción que tuve fue para defender a los trabajadores y la justicia social. Voy a morir dentro del MPN y peronista”, había dicho frente a sus seguidores en 2021.

, Laura Hevia

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Más de 1,5 Gw renovables se firmaron a través de PPA en Europa

Un informe de Pexapark, consultora suiza especializada en los contratos Power Purchase Agreement (PPA) del sector de energías renovables, precisa que durante el mes de abril se suscribieron 28 de estos contratos en Europa.

De este número, 24 son acuerdos corporativos, tres de utility scale y uno no está categorizado. Asimismo, hubo un crecimiento cuantitativo de nueve PPA renovables más que en marzo.

En cuanto a la potencia de estos convenios, el mes pasado registró 1.550 megawatts (Mw) de potencia. Esto representa un aumento de unos 797 Mw con respecto a marzo y de 587 Mw en relación con abril del año pasado.

Mercado de PPA

Un aspecto que destaca Pexapark es que el mercado de PPA parece servir casi exclusivamente a las estrategias de adquisición corporativa. En el primer tercio de 2024, los volúmenes corporativos alcanzaron los 5,2 gigawatts (Gw) a través de 111 contratos, lo que representa el 83% del volumen total y el 90% del número de acuerdos. El equivalente del año pasado fue de 4,8 Gw en 65 PPAs. Esto significa que se acumuló un 70% más de convenios que en el mismo período de 2023, que en ese momento se consideraba un récord histórico para la actividad.

Según el documento, las empresas de servicios públicos muestran una disminución en la actividad individual de compra, con aproximadamente 822 Mw en nueve acuerdos. “Los tamaños de los mismos parecen relativamente ajustados, ya que un único PPA de servicios públicos de 450 Mw en Grecia representa la gran mayoría de los volúmenes agregados. El panorama sigue una teoría de color diferente en comparación con el año pasado, cuando las empresas de servicios públicos habían hecho un regreso con un total de 1,5 Gw en 21 acuerdos”, señala.

Operaciones destacadas

La mayor parte de la ampliación de capacidad verde suscripta estuvo presente en el acuerdo entre la productora alemana Encavis y la firma química neerlandesa Lyondellbasell, por 208 Mw fotovoltaicos.

Otros convenios destacados fueron el que cerraron la organización francesa Alterric y la noruega Statkraft, por 150 Mw eólicos, y el que rubricaron la alemana Ib Vogt Gmbh y el gigante norteamericano Apple para el suministro de 134 Mw fotovoltaicos.

Impulso alemán

Alemania lideró el número de acuerdos con seis anuncios de PPA, seguida por Gran Bretaña (cuatro) y Francia (tres). En términos de capacidad, Alemania también ocupó el primer lugar, con 550 Mw, por encima de Gran Bretaña (140,8 Mw) e Irlanda (134,9 Mw).

Cabe señalar que en abril se anunciaron dos nuevos PPAs offshore en Alemania, elevando el total de lo que va de este año a 10, cada vez más cerca de los 14 totalizados en 2023.

El primer acuerdo, que se firmó entre EnBW y StahlHolding-Saar (SHS), es a 15 años e implica una participación de 50 Mw del parque eólico He Dreiht de 960 Mw en el Mar del Norte, programado para comenzar a operar a fines de 2025.

El segundo contrato, que se firmó entre la empresa de procesamiento de plásticos Ensinger y RWE, involucra unos 30 gigawatts/hora (Gwh) anuales del parque eólico Kaskasi de 342 Mw, ubicado frente a la costa de Helgoland. El PPA a 10 años seguirá un cronograma de entrega basado en el perfil de producción del complejo aerogenerador. Con la ayuda de este acuerdo, Ensinger planea cubrir casi la mitad de la demanda anual de electricidad de sus instalaciones de fabricación en Alemania con energía eólica.

, Julián García

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El sector eólico demanda mejoras para atraer inversiones

Según el Plan Nacional de Transición Energética de Argentina, elaborado en junio de 2023, el país se propone alcanzar una participación renovable del 57% en la matriz energética para el final de la década. La meta para 2050, en tanto, es elevar esta cifra a un 85 por ciento.

En diálogo con EconoJournal, el presidente de la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE), Horacio Pagani, destaca la participación de la aerogeneración en este proceso de transición, con la idea de cubrir un 25% de la oferta en 2030 y un 36% en 2050.

Para cumplir esas proyecciones tendría que aumentarse la potencia instalada a unos 11.000 megawatts (Mw) en 2030. Esto es más del doble de los números actuales, que según el último informe de la International Renewable Energy Agency (IRENA) se sitúan en 3.706 Mw, aparte de los 1.900 Mw que están en construcción. Para 2050, por su parte, esta tecnología deberá aspirar a alrededor de 29.000 Mw de capacidad, ocho veces más que hoy.

A decir de Pagani, el ritmo de instalación en la Argentina podría ser mayor. “La posibilidad de crecimiento para la energía eólica está latente, pero tenemos que crear mejores condiciones para el traslado de esa energía”, advierte.

Cuellos de botella

En este sentido, el directivo identifica algunos de los principales obstáculos a los que se enfrenta el sector, los cuales generan una fuerte incertidumbre entre los inversores, haciendo especial hincapié en la saturación presente en las líneas de transmisión eléctrica. “En zonas donde tenemos un viento propicio, prácticamente no contamos con capacidad de transporte. Para tomar dimensión, en una reciente adjudicación en el Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (MATER), de los 3.700 Mw de potencia previstos sólo se otorgaron 1.300 Mw, al tiempo que la energía eólica representó cerca de 700 Mw”, señala el titular de la AAEE.

Otro aspecto que comenta Pagani es la poca claridad en el panorama regulatorio, ya que en 2025 vencerá la Ley 27.191 que brindaba estabilidad fiscal y jurídica a los proyectos. Para este punto, indica que la norma debería prorrogarse a partir de 2026.

Asimismo, expresa que hay otra barrera que casi nadie tiene en cuenta: el costo de capital. “La Argentina está pagando en 13,8% en dólares, en tanto que ese valor en Brasil -por ejemplo- es de un 4,9% y en Alemania, de un 1,3 por ciento. Si nosotros bajamos estos porcentajes, podemos hacerlo también con los precios de la energía eléctrica”, explica el ejecutivo.

Una medida que propone para apoyar las inversiones y a su vez combatir la saturación en las líneas de transmisión es fomentar el desarrollo de pequeños parques eólicos distribuidos en distintos puntos del país, de entre 10 a 12 Mw, los cuales no requieren inversión en línea. “Pero hacer estas instalaciones es más caro que llevar a cabo un complejo de 50 ó 100 Mw debido al traslado de materiales y de grúas, sin omitir la operación y mantenimiento de las instalaciones. Estas cuestiones se tendrían que ir trabajando, además, para no centralizar la generación de energía en un sólo lugar, sino distribuirla en distintas zonas del país, apoyando la creación de trabajo correspondiente”, argumenta.

Por último, Pagani hace mención al desarrollo del hidrógeno verde en la Argentina y subraya el papel preponderante que tendrá la energía eólica en el proceso de producción de este vector, con instalaciones construidas específicamente para ese trabajo. “No obstante, en aras de hacer realidad ese trabajo conjunto tenemos que empezar a desarrollar una Ley de Producción del Hidrógeno que posibilite su desarrollo a nivel nacional. Si no, los inversores no van a venir al país, al preferir apostar por otros mercados vecinos, como Chile o Brasil, donde tienen beneficios concretos”, completa.

, Julián García

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El gobierno retoma en junio la suba de impuestos a los combustibles líquidos y al CO2

El gobierno nacional decidió, a través del decreto 466/2024, un incremento a partir del 1 de junio próximo en los montos de los impuestos sobre los combustibles líquidos (ICL), y al dióxido de carbono (CO2), retomando así las actualizaciones periódicas de estos gravámenes, tras haberlas suspendido en mayo para contener la inflación.

Esta actualización impositiva incidirá de manera directa en los precios de los combustibles el mes entrante. Rige para las naftas, para el gasoil, y para otros derivados, y representa un ingreso importante para el fisco.

La decisión ocurre en momentos en los cuales se advierte una ralentización en el consumo en general, y también de combustibles.

Se trata, en parte, de ajustes impositivos que no habían sido aplicados en el último tramo del gobierno anterior. Por ello, las actualizaciones ahora dispuestas corresponden a lo no aplicado en el cuarto trimestre calendario del 2023, y también al primer trimestre calendario del 2024.

Un cuadro publicado en el Decreto 466 detalla que los montos de impuesto se incrementan en junio en: $ 10,121 el ICL sobre las naftas y $ 8,245 el ICL sobre el gasoil. Tendrán una suba diferencial de $ 4,464 el impuesto cuando se destine al consumo en el área de las provincias patagónicas, el Partido de Patagones de la Provincia de Buenos Aires, y el Departamento de Malargüe de la Provincia de Mendoza.

Asimismo, el incremento al Impuesto al Dióxido de Carbono será de $ 0,619 para las naftas y de $ 0,935 para el gasoil.

En los considerandos de la norma se describe que “conforme a lo dispuesto por el Decreto 107 de enero de 2024 se postergaron los efectos de los incrementos en los montos de estos impuestos, derivados de las actualizaciones correspondientes al primer, segundo, tercer y cuarto trimestres calendario del año 2023, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, conforme a un cronograma de gradualidad.

Su último tramo, referido a la actualización por cuarto trimestre del año 2023 resultaría aplicable a partir del 1° de junio de 2024, inclusive , de acuerdo con la modificación efectuada mediante el Decreto 375 de abril del 2024.

A partir de esa misma fecha también tendrían efectos los incrementos en los referidos montos originados en la actualización correspondiente al primer trimestre del año 2024.

“Con el fin de estimular el crecimiento de la economía garantizando un sendero fiscal sostenible, resulta razonable diferir parcialmente los efectos de los incrementos que resultarían aplicables a partir del 1° de junio de 2024 para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil”, señala el decreto publicado ahora (466/2024).

Por ello, el mismo decreto establece entonces que “Para los hechos imponibles que se perfeccionen desde el 1° de julio de 2024, inclusive, deberá considerarse el incremento total en los montos de impuesto”.

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Caputo posterga la aplicación de la Canasta Básica Energética, pero avanza con quita de subsidios para los hogares de clase media y baja

El gobierno sinceró este martes que no va a poder avanzar con la implementación de la Canasta Básica Energética que había prometido. Sin embargo, a partir de junio comenzará a recortarle subsidios de gas natural y electricidad a los usuarios de ingresos medios y bajos sobre el esquema de segmentación tarifaria ya vigente desde la administración anterior.

El decreto 465/2024, que lleva las firmas del presidente Javier Milei y su ministro de Economía Luis Caputo dice en el artículo 1 que se va a reestructurar el régimen de subsidios a la energía, algo que en el gobierno vienen repitiendo desde diciembre, pero en el artículo 2 establece que el período de transición hacia los “subsidios energéticos focalizados” se extenderá desde el 1 de junio hasta el 30 de noviembre, con la posibilidad de ser prorrogado luego por otros seis meses.

Esa referencia es un reconocimiento implícito del fracaso de todo lo hecho por la Secretaría de Energía durante los últimos seis meses, pues se suponía que la Canasta Básica Energética, que no es otra cosa que el sistema focalizado al que se hace referencia, iba a entrar en vigencia ahora, aunque eso no ocurrirá porque el gobierno no sabe cómo ponerla en marcha.

A Caputo se le acabo la paciencia por la falta de avances de Rodríguez Chirillo.

A mediados de febrero el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, anticipó que se pondría en marcha un “subsidio a la demanda a través de canastas básicas energéticas”, indicando que este es “un nuevo diseño que estamos haciendo, según la cantidad de integrantes que tenga el grupo conviviente y según la zona del país donde viva”. “Cuando esa canasta de los consumos indispensables represente, por ejemplo, un 10% del ingreso que tiene el grupo conviviente, entonces el Estado va a salir a cubrir el diferencial de lo que le cuesta”, aseguró.

El 29 de febrero se realizó una audiencia pública para exponer los lineamientos de la Canasta Básica Energética, aunque sin dar demasiadas precisiones. De hecho, esas precisiones todavía no existen porque el equipo de la Secretaría de Energía nunca pudo salvar las inconsistencias técnicas que surgieron cuando intentó entrecruzar los datos las distintas bases con las que cuenta el Estado. Rodríguez Chirillo quedó atrapado en esa telaraña sin poder avanzar hasta que a Caputo se le terminó la paciencia.  

¿Qué es lo que ocurrirá entonces? El punto clave del nuevo decreto es el artículo 3 que deja sin efecto el tope anual de aumento equivalente al 40% del Coeficiente de Variación Salarial del año anterior para los usuarios de ingresos bajos (Nivel 2) y de 60% para los usuarios de ingresos medios (Nivel 3). Ya sin ese límite, incluido en el decreto 332/2022 con el que el gobierno de Alberto Fernández puso en marcha el régimen de segmentación, Caputo podrá avanzar con la quita de subsidios para el 65% de la población concentrada en los niveles 2 y 3.

Lo que viene

Se espera que en está semana la Secretaría de Energía actualice el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) para los usuarios de esos dos niveles que en la actualidad pagan la energía mayorista a valores irrisorios. El precio monómico de la electricidad se ubica actualmente en torno a los $90.000 por megawatt hora (MWh), pero los usuarios N2 pagan $2981 pesos (poco más de un 3% de ese monto) y los N3 desembolsan $3756 (solo un 4%).

Lo que evalúan dentro del gobierno no solo es elevar esos montos sino también ponerle un tope al consumo subsidiado de los usuarios de ingresos bajos (N2) y eventualmente bajar el tope de 400 kWh vigente para los usuarios de ingresos medios (N3). Por encima de ese tope, en la actualidad los N3 ya pagan la electricidad al mismo valor que los N1, que desde febrero son $44.401 por MWh.

El artículo 5 del decreto lo anticipa al facultar a la Secretaría de Energía a “establecer topes a los volúmenes de consumo subsidiados en todas las categorías y segmentos residenciales, tanto para electricidad como para gas”. Luego aclara que “para establecer los volúmenes máximos subsidiables, la Autoridad de Aplicación deberá contemplar el criterio de consumo indispensable, a cuyo efecto podrá considerar la zona bioambiental en la que se ubica el consumo y la época del año. 

Por último, señala que “en una primera etapa, la Autoridad de Aplicación podrá extender a los usuarios del Nivel 2 los límites de consumo que ya rigen para los usuarios del Nivel 3 conforme a las Resoluciones Nros. 649 del 13 de septiembre de 2022 y 686 del 5 de octubre de 2022”.

, Fernando Krakowiak

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Marcelo Asís: «Vaca Muerta tiene la ambición de triplicar la producción actual»

El gerente de Seguridad y Sustentabilidad de Shell participó del evento Energía y Minería de Ámbito Debate. El gerente de Seguridad y Sustentabilidad de Shell, Marcelo Asís, participó del tercer panel del evento Energía y Minería de Ámbito Debate, bajo la moderación del director periodístico de Ámbito, Julián Guarino. El jerarca comenzó recordando que Shell tiene 110 años en el país y que «una buena cantidad de esos años» fueron en el downstream con combustibles y lubricantes, y ahora llevan 12 años en Vaca Muerta. El yacimiento neuquino tiene la ambición de triplicar el la producción actual, según Asís. Acerca […]

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Cómo espera Neuquén que evolucionen las regalías de petróleo y gas este año

El gobierno de Rolando Figueroa proyectó una cifra durante su presentación en Houston. Hoy ese ítem representa cerca de la mitad de los recursos de la provincia. Para este 2024, las empresas operadoras de Vaca Muerta están dispuestas a invertir en conjunto más de 9000 millones de dólares. Neuquén es la principal provincia productora de hidrocarburos del país con el 56% en petróleo y 66% en gas. Con una producción en abril de más de 390.000 barriles diarios de crudo, el efecto de Vaca Muerta empieza a sentirse mes a mes en el incremento de los volúmenes exportados. En los […]

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YPF venderá filiales en Chile y Brasil

La compañía estatal busca optimizar su inversión al salir de más de 50 yacimientos que ya superaron su vida útil e impulsar proyectos de energía renovable, litio e hidrógeno verde. La estatal argentina YPF inició una carrera que espera ganar. Nuevamente busca desprenderse de su participación de 70% en la energética local Metrogas, luego de que en 2017 contratara a Citigroup para iniciar este proceso -que estaba valorado en US$ 700 millones- y que se suspendiera en 2019 «por temas políticos», según dicen analistas. Durante el IV Fórum Nacional de Energía que organizó LIDE en Buenos Aires a fines de […]

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Ante las críticas por la escasez de gas, el Gobierno Nacional autorizó una obra pública crucial

Luego de la escasez de gas y la urgente necesidad de combustible, el gobierno nacional autorizó una obra pública parcialmente dañada. El Gobierno Nacional se mostró sorprendido por el frío otoñal, lo que resultó en un desabastecimiento de gas. En represalia, se optó por importar combustible y, a partir de entonces, también reaccionó a tareas de infraestructura planeadas para asegurar el abastecimiento, ya que él había paralizado. El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) autorizó a Energía Argentina SA (ENARSA) este lunes y avanzar con una secuencia de trabajos fundamentales para la infraestructura energética mediante la Resolución 233/24. Se trata […]

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Álvarez: “Tenemos que aprovechar la energía que tiene la provincia en beneficio de los santacruceños»

Así lo manifestó el ministro de Energía y minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, este lunes en una entrevista radial con LU14 Radio Provincia acerca de las actividades y proyectos actuales que lleva adelante el sector. Asimismo, se habló sobre el desarrollo de Palermo Aike, la reciente retirada de YPF y las consecuencias que esta trae consigo para la producción hidrocarburífera provincial. Al respecto, el funcionario provincial comenzó diciendo que “estamos llevando un arduo trabajo articulado con el Ministerio de la Producción, Comercio e Industria, pero históricamente ha sido el sector agropecuario; pesquero; turístico, energético con 80 años de historia […]

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«Hay que usar los ductos bolivianos para monetizar gas asociado de Vaca Muerta»

Álvaro Ríos Roca, consultor de Gas Energy Latin America, este año Argentina puede estar en condiciones de enviar su gas a Brasil a través de Bolivia. La reversión del Gasoducto Norte y la creciente producción del gas no convencional en la cuenca neuquina genera escenarios de abastecimiento energético para el cono sur latinoamericano. Álvaro Ríos Roca, exministro de Hidrocarburos de Bolivia y socio director de Gas Energy Latinoamérica, aseguró que la posibilidad de que Argentina envíe gas a Brasil utilizando ductos bolivianos «ha cobrado relevancia en el contexto actual». Ríos Roca destacó la lógica y la viabilidad económica de utilizar […]

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Estadística minera neuquina: Creció la producción, el valor y el empleo

Impulsado por la alta demanda de recursos mineros por parte de la actividad hidrocarburífera, la actividad minera neuquina experimentó en 2023 un incremento del 12,7%. Esto permitió duplicar el valor de producción totalizando 18.635 millones de pesos. La dirección provincial de Minería – dependiente de la subsecretaría de Energía, Minería e Hidrocarburos-, dio a conocer los últimos datos del sector que revelan un crecimiento notable de la actividad: La producción de minerales experimentó durante 2023 un aumento significativo del 12,7% en comparación con el año anterior, alcanzando un total de 4.522.930 toneladas. Este aumento condujo a la provincia a duplicar […]

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Los residuos de Vaca Muerta aumentaron 35,2% en un año: cómo se tratan

Datos oficiales indican que los desperdicios asociados a la perforación y el fracking se incrementan al ritmo de la creciente actividad en la formación. Las opciones que se manejan y la novedosa propuesta de una subsidiaria de YPF. La actividad petrolera en Vaca Muerta llevó a Neuquén a alcanzar en abril un récord histórico de producción de crudo por segundo mes consecutivo. Ese constante crecimiento en la actividad, tiene una contracara: la generación de residuos asociados a la perforación y al fracking. Por eso, desde la provincia y entre las operadoras se implementan y evalúan novedosas opciones para tratarlos. En […]

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Pluspetrol se suma al programa de becas con un importante aporte

El gobernador Rolando Figueroa y el gerente general de la operadora en Argentina, Adrián Vila, firmaron el acuerdo que contempla un aporte de 500 mil dólares. El gobernador Rolando Figueroa y el gerente general de Pluspetrol en Argentina, Adrián Vila, firmaron esta mañana el convenio por el cual la operadora adhiere con un aporte económico de 500 mil dólares al Plan Provincial Redistribuir Oportunidades-Programa de becas Gregorio Álvarez. Figueroa destacó la colaboración de la empresa Pluspetrol y remarcó la importancia de trabajar juntos en áreas como el cuidado del ambiente, la sustentabilidad social y la rentabilidad económica. Aseguró que esos […]

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Para continuar investigando el potencial petrolero de la Amazonía, PCR sumó dos bloques

La empresa informó que firmó los contratos de exploración para los bloques Saywa y VHR Este, ubicados en la región amazónica de Ecuador. En Ecuador, la compañía petrolera Comodoro Rivadavia (PCR) se avanza en explorar la ventana petrolera de la Amazonía. La empresa notificó a la Comisión Nacional del Valor (CNV) que había firmado dos contratos de exploración y/o explotación de hidrocarburos en los bloques 93-Saywa y 97-VHR Este. El Ministerio de Energía y Minas ha analizado las áreas, que se encuentran en la provincia de Sucumbíos en la región Amazónica de Ecuador, durante la XIII Ronda de Licitación de […]

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Arabia saudita pondrá a la venta acciones de Aramco

Arabia Saudita planea una venta multimillonaria de acciones de Aramco prevista para junio. Estiman que la oferta podría recaudar unos 10.000 millones de dólares. Los preparativos están en curso y los detalles aún podrían cambiar. Las acciones cotizarán en Riad y será una oferta totalmente comercializada en lugar de una venta acelerada durante unos días.
La oferta pública inicial de la petrolera, que tuvo lugar a finales de 2019, se convirtió en la mayor del mundo al generar 25.600 millones de dólares con la venta del 1,5% en la compañía estatal saudí
El gobierno saudita sigue siendo el principal accionista de Aramco, con una participación del 90%, y depende en gran medida de sus pagos.
Aramco espera pagar 31 mil millones de dólares en dividendos, comunicó la compañía a principios de este mes, a pesar de informar ganancias más bajas para el primer trimestre en medio de precios más bajos del petróleo y volúmenes vendidos.
Desde su oferta pública inicial en 2019, la mayor salida a bolsa del mundo, las acciones de Aramco han subido desde un precio de salida a bolsa de 32 riyales hasta un máximo de 38,64 riyales hace un año. Sus acciones cerraron a 29,95 riyales el jueves.

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Stakeholders anticipan tres puntos que deberá priorizar el nuevo gobierno en México

Continúan las repercusiones tras la primera edición de Future Energy Summit (FES) en el mercado mexicano, el evento del que participaron stakeholders del sector energético comprometidos con la transición energética en México.

EDF México, BID Energy, Tuto Power y Suministradora Fénix participaron del panel de debate denominado “Visión de líderes sobre el futuro energético de México”, de la que trascendieron importantes declaraciones sobre las señales que esperan de los candidatos a la presidencia de México y las medidas que se deberán tomar para garantizar la sostenibilidad del sector eléctrico.

“Lo primero que hay que hacer es tener reglas claras”, señaló Gerardo Pérez, CEO de EDF Renewables Mexico.

“Las autoridades, sean quienes sean, del color que vengan, que se pongan a trabajar en reglas claras, que tengamos certeza jurídica, que es uno de los aspectos más graves de lo que ha pasado en los últimos cinco años en nuestro sector”, consideró el referente de EDF en México.

Esta empresa que ha estado desarrollando y operando proyectos de energía limpia en todo el país desde el año 2000, cuenta con más de 1 GW de capacidad eólica y solar fotovoltaica greenfield puesta en servicio, a lo que esperan sumarse nuevas tecnologías como solar flotante y geotermia.

“Hoy hay muchísimos proyectos detenidos por esa falta de certeza jurídica”, añadió Gerardo Pérez, quien además se desempeña como presidente de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE).

A aquello, adhirió Andrea Lozano Bravo, directora general de BID Energy, empresa experta en suministro de energía eléctrica en el mercado mexicano quien observó la necesidad de destrabar no solo proyectos de generación sino también de distribución y transmisión para atender a los usuarios actuales y a la demanda creciente:

“Hay nuevos proyectos latentes y nos toca, como parte de participantes del mercado, incentivar y trabajar de manera colaborativa con el gobierno para lograr esto”, observó.

Como la como presidenta de la Asociación de Suministradores Calificados, Andrea Lozano Bravo, indicó que desde el gremio están manteniendo un vínculo con diferentes entidades como la CRE, CENACE, SENER, etcétera, para lograr una apertura a la mejora continua en términos regulatorios, en términos operativos buscando principalmente la transparencia del mercado y una mayor liquidez del mercado eléctrico.

“La transparencia de información nos permitirá a todos los participantes del mercado tomar medidas para poder mitigar riesgos y buscar un mercado muchísimo más eficiente en donde sobre todo el usuario final tenga el conocimiento claro”, sostuvo.

Y agregó: “el incentivar a que exista mayor infraestructura claramente ya vamos tarde pero por supuesto que esté la apertura al diálogo entre gobierno e iniciativa privada es de vital importancia”.

Juan Ramón, director Adjunto de Suministradora Fénix, coincidió con sus colegas panelistas en la necesidad de redes, subrayando que es una planificación que deberá liderar el gobierno y el sector privado colaborar y sumando al debate la necesidad de estar atentos a garantizar un suministro eléctrico renovable para el usuario final.

“Los que estamos en la iniciativa privada, los que estamos en el suministro calificado, lo que necesitamos es que haya claridad en la parte de generación; cómo asegurarnos de que los proyectos que económicamente tienen sentido se desarrollen, haya más energía y la podamos hacer llegar al usuario final, que el usuario final está deseando que llegue y muy muy importante necesita que llegue energía renovable y limpia. No es un tema ni siquiera de cambio climático, son empresas que tienen que venderle a clientes finales, a veces fuera de México, que le exigen que su suministro y sus procesos estén descarbonizados”.

De allí que desde Suministradora Fénix además de proyectos hidroeléctricos y térmicos propios, buscan ampliar su cartera de proyectos con tecnología solar y sumar otros tantos renovables de terceros para nuevos clientes que vienen a México y buscan energía limpia y competitiva.

En línea con ello, Dario Leoz, director general de Tuto Power, reconoció que para atender la llegada de nuevas industrias que busquen relocalizarse en México motivadas por la ola de nearshoring también será preciso reforzar la infraestructura.

“A todos nosotros con el tema del nearshoring nos están diciendo que una de las soluciones es el autoabasto aislado. Pero no es una solución si no tiene ese refuerzo en la transmisión y en la distribución, porque qué hacemos con un autoabasto aislado para atender un parque industrial, si no podemos conectar cargas por separado con ese mismo autoabasto aislado. Da la sensación de que ese es el plan que vamos a traer; con lo cual, el nearshoring sin agua, sin transmisión, sin infraestructura no va a ser una oportunidad lograble sinceramente”.

Desde Tuto Power acumulan 574 MW (1,995 GWh) en cinco estados de la República, destacándose el complejo fotovoltaico Puerto Libertad de 404 MWp (317,5 MW nominales) en Sonora, y según anticipó Dario Leoz, buscarían duplicar estas cifras a partir del próximo año.

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YPF Luz: “Tenemos en cartera varios proyectos de interconexión y de renovables para poder cubrir la demanda minera”

SAN JUAN (enviada especial)-. YPF Luz, la compañía de generación eléctrica de la petrolera controlada por el Estado, ya cuenta con 10 años en el mercado. En la actualidad, posee 3,2 gigavatios de capacidad instalada. De ese total el 80% corresponde a generación térmica y 20% a renovable. Se trata de la firma dentro de YPF enfocada en impulsar la transición energética. Este año la compañía participó de la Expo San Juan Minera que tuvo lugar la semana pasada en esa provincia.  

EconoJournal dialogó durante el encuentro con Mariano Bottega, jefe de Desarrollo de Proyectos en YPF Luz; y Mariana Iribarne, gerenta de Relaciones Institucionales; quienes detallaron cuál será el rol de la empresa en el camino hacia la transición, que lugar podría ocupar a fin de solucionar la saturación que presenta el sistema de transporte y qué sinergias se podrían lograr en conjunto con la industria minera.

Bottega planteó que “hoy el tema principal para toda la industria minera está en descarbonizar. Nosotros somos un partner muy importante porque tenemos tanto el expertise de lo que es generación en energía, tanto renovable como térmica de alta eficiencia, y también tenemos expertise en proyectos de infraestructura de transporte, que es fundamental para poder acercar los puntos de donde está la demanda minera al sistema interconectado”.

En esa misma línea, el ejecutivo adelantó: “Nosotros estamos trabajando fuertemente con nuestros clientes mineros para solucionar esta disyuntiva que tienen entre generación in situ versus interconectarse al sistema. La saturación del sistema de transporte tiene solución técnica. La infraestructura de transmisión se quedó atrás. Nosotros tenemos la espalda económica, financiera y técnica suficiente para darle cauce a esos proyectos de infraestructura que van a ser clave para acercar la demanda minera con la generación”.

Infraestructura de transporte

Bottega consideró que la generación in situ siempre es posible. No obstante, advirtió que no resulta tan eficiente desde el punto de vista técnico-económico como una vinculación al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y abastecer la demanda de los proyectos mineros con iniciativas renovables ubicadas a lo largo de distintos puntos del país. En ese sentido, aseguró que desde YPF Luz se encuentran trabajando sobre ese objetivo. “Tenemos en cartera varios proyectos de interconexión y de renovables asociados a poder cubrir la demanda minera. Tenemos proyectos en San Juan, en nodos estratégicos de la red del SADI”, precisó.

Por su parte, Iribarne destacó el potencial del sector y afirmó que “se viene una minería sustentable en donde se van a producir minerales que son clave para la transición como el cobre y el litio. Tenemos puesto el foco en eso y en generación eficiente con gas, como combustible de transición. Esto es sumamente importante para YPF. Es impulsar la evolución de la energía. Hay oportunidades importantes en la minería”.

Regulación

Tras ser consultados sobre cómo impulsar el crecimiento del sector, Bottega opinó que el esfuerzo tiene que ser coordinado. “No se pueden dar alimentaciones o esfuerzos puntuales por proyecto. Todo esto se tiene que dar de manera conjunta y que las iniciativas sean realizadas por quienes tengan la capacidad económica y financiera de generar la inercia que requieren los proyectos”.

Respecto a la regulación, sostuvo que “hoy en día la regulación no está tan aggiornada a poder facilitar proyectos de este tipo, como son los mineros, los eléctricos y de generación, y todo lo que conllevan. Hay que buscarle la vuelta. Desde ese lado creemos que por ahí los gobiernos pueden hacer un poco más de esfuerzo y acompañar”.

Por su parte, la gerenta de Relaciones Institucionales aseveró que “muchas empresas mineras han dicho que están esperando a ver qué pasa con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El presidente de YPF también habló de la necesidad de que esté el RIGI para poder viabilizar un proyecto como el de GNL. Tener un horizonte de estabilidad es bueno. Toda la industria está atenta a este cambio de regulación porque probablemente favorezca a que muchos proyectos se materialicen”.

Licencia social

En cuanto a la licencia social, Iribarne afirmó: “Estamos para acompañar el proceso que está haciendo la minería que está poniendo foco en la licencia social y en la huella ambiental. Se está prestando atención a eso. Se mide, se ve cuál es el verdadero impacto. Para las comunidades locales es muy importante saber esto y también cuáles van a ser los beneficios económicos de esa actividad que se va a instalar”.  

El hecho de que esa actividad se haga con energía renovable y deje infraestructura de conexión eléctrica para una región es sumamente importante. Ese es el acompañamiento que hacemos nosotros. Para este tipo de proyectos, la generación renovable y el dejar tendidos de líneas de transmisión son cosas que mejoran la factibilidad de los proyectos”, finalizó la ejecutiva. 

, Loana Tejero

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BP y EPG Resources negocian desarrollar un yacimiento de gas en Trinidad y Tobago

La petrolera BP y el productor estadounidense de esquisto EOG Resources negocian desarrollar conjuntamente un campo de gas natural frente a la costa de Trinidad y Tobago, según consignó Reuters.
El campo contiene poco menos de 1 billón de pies cúbicos (tcf) de gas natural, pero eventualmente será vinculado nuevamente a otro descubrimiento de BP, acercando el área a desarrollar a 1,5 tcf de gas, dijeron a Reuters dos personas con conocimiento del proyecto.
Se espera que el primer gas llegue a finales de 2026 y está previsto que alimente el proyecto emblemático de gas natural licuado (GNL) de Trinidad, Atlantic LNG, en el que BP y Shell tienen cada uno una participación accionaria del 45%.
Trinidad y Tobago es el mayor exportador de gas superenfriado de América Latina y el segundo mayor exportador mundial de metanol y amoníaco.
La producción de Atlantic LNG representa una gran parte de la cartera total de GNL de BP, pero sus operaciones se han visto obstaculizadas por la disminución de la producción de gas natural en campos antiguos.
BP está trabajando con EOG para avanzar en las aprobaciones regulatorias y alcanzar acuerdos comerciales, dijo la compañía sobre la empresa conjunta Coconut.

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JA Solar gana mercado en la región con los módulos n-type como bandera

JA Solar, empresa líder de la industria fotovoltaica, continúa entre los primeros fabricantes a nivel mundial. Con una trayectoria caracterizada por la calidad de sus productos desde el 2007 cubre 165 países y regiones con tecnología de primera.

“Somos clasificados como triple AAA y eso le da tranquilidad a los inversionistas para la financiación”, aseguró María Urrea, Head of Sales Colombia, Central America & The Caribbean de JA Solar.

Más de 201 GW de envíos acumulados y el 14% del market share global, de acuerdo con datos de S&P Global al 2023, son una muestra del alcance de este fabricante.

En la actualidad su estrategia involucra ir migrando su proceso y capacidad de producción de tecnología p-type a n-type para dar respuesta a la demanda creciente en los distintos segmentos del mercado.

“En toda nuestra capacidad, que son alrededor de 90 GW, el 20% solamente se hace en tipo-p y el 80% de nuestra producción está yendo al tipo-n”, precisó la portavoz de JA Solar.

Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, explicó: “Tenemos módulos tanto para generación distribuida que son módulos muy específicos que los epesistas piden y también los módulos para todo lo que son proyectos de utility scale”.

En Colombia, JA Solar suple a un gran volumen de proyectos a gran escala, siendo clave ser los principales proveedores de módulos para Celsia.

“En Colombia ya tenemos 700 MW construidos en proyectos de utility scale y en los próximos años esperamos crecer más”, aseguró María Urrea, Head of Sales Colombia, Central America & The Caribbean de JA Solar.

En República Dominicana, donde fue llevado a cabo el evento de FES, la empresa tiene varios ejemplos de éxito en proyectos emblemáticos de utility scale como el parque solar Calabaza y también en generación distribuida, con una gran participación de mercado en este segmento.

“Como JA Solar en la isla más o menos tenemos el 30% por el Market share en todo lo que se ha puesto en generación distribuida, que son alrededor de 300 MW”, subrayó María Urrea.

En Guatemala, una de las plazas estratégicas en Centroamérica, también han participado de un proyecto de valor como lo es Orus; en el cual, la empresa la dueña del proyecto tiene un laboratorio técnico en el que ponen a prueba la performance de los módulos arrojando desde hace más de cinco años unas métricas a favor de la calidad de los módulos JA Solar.

Para conocer el abanico de productos y soluciones que ofrece JA Solar puede consultarse su web oficial. Entre su oferta, se incluyen módulos con potencias que van desde los 440 W hasta los 635 W, destacándose en la actualidad los DeepBlue 4.0 Pro.

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DIPREM destacó un ritmo «prometedor» en el desarrollo de la mano de obra del sector renovable en México

DIPREM, empresa que presta servicios de personal técnico especializado para diferentes fases de proyectos renovables, dijo presente en el mega evento Future Energy Summit México que reunió a más de 400 referentes de la industria de las renovables de la región. 

Paola Forero, gerenta comercial México de DIPREM, destacó la importancia de contar con personal capacitado en las distintas fases de los proyectos y el potencial del país en la materia. 

“La tendencia es que hay muchos proyectos en fases de permisos de construcción. Esos proyectos tienden a tercerizar algunos de sus servicios técnicos especializados, donde se ha dejado en manos de otros todas las fases de ingeniería, construcción y puesta en marcha de los proyectos”, sostuvo. 

“Y el panorama hacia mano de obra en México es prometedor. Hay talento por los proyectos ya operativos, en desarrollo y construcción y los 300 parques que pueden estar esperando permisos”, agregó durante el panel de debate denominado “Renovables y grandes consumidores de energía: Aliados de largo plazo” 

Cabe recordar que DIPREM es una solución de talento humano con presencia en ocho países y llegan a proveer toda la dirección de obra hasta profesionales en seguridad, medio ambiente o especialistas en turbinas, por ejemplo. 

Dentro de la región, la compañía con más de 20 años de experiencia en el mercado laboral exporta mucho talento capacitado hacia República Dominicana, Puerto Rico y en México con personal proveniente de todo el mundo. 

“Uno de los dolores más grandes de los clientes es la atracción y retención del talento técnico especializado. Y desde DIPREM buscamos solucionarlo a través de servicios integrales especializados donde apoyamos desde la dirección de obra hasta otros muchos problemas que ayudan a las empresas poder concentrarse en su core business”, aclaró Forero. 

Por otro lado, la gerenta comercial México de la compañía no fue ajena al cambio de administración que se avecina en el país, considerando que las elecciones que se llevarán adelante el 2 de junio del 2024 y que los candidatos de “Movimiento Ciudadano” (Jorge Álvarez Máynez), “Fuerza y Corazón por México” (Xóchitl Gálvez) y “Coalición Morena, Partido del Trabajo y Partido Verde Ecologista de México” (Claudia Sheinbaum) ya dejaron señales para el sector energético durante el debate presidencial

“Si el nuevo gobierno incentiva y apoya a la industria con nuevas iniciativas renovables, habrá más propuestas por parte de los empresarios de proyectos para sostenibilidad. (…) Sumado a que se observa la necesidad de incentivar el cuidado del medio ambiente a través de la reducción de la huella de carbono”, subrayó Forero. 

“Se debe seguir creyendo en la industria. Esperamos que las regulaciones cambien para bien, para que los proyectos que están en espera de poder empezar construcción puedan hacerlo; y mientras tanto todos los actores se preparan de la mejor manera con el talento, equipo, recursos y tecnología”, concluyó. 

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ANEEL de Brasil impedirá que las distribuidoras cancelen proyectos renovables aprobados

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil rechazó una apelación de la Asociación Brasileña de Distribuidoras de Electricidad (ABRADE) e impedirá que las distribuidoras de energía cancelen proyectos ya aprobados para propia generación renovable. 

Además, el organismo de régimen especial vinculado al Ministerio de Minas y Energía nacional también determinó que las distribuidoras puedan cambiar un presupuesto de conexión vigente de generación distribuida sin el consentimiento de los consumidores afectados. 

La decisión llegó después de nueve meses desde el recurso impuesto por ABRADE contra la Orden 3438/2023, de la Superintendencia de Regulación de los Servicios de Transmisión y Distribución de Electricidad (STD). Hecho que representó más de R$ 6000 millones en presupuestos cancelados. 

“Es una victoria importante para el sector, porque desde hace nueve meses los distribuidores del grupo Energisa incumplen la determinación de ANEEL y determinaciones judiciales sobre ese tema”, señaló Bárbara Rubim, vicepresidenta de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR)

“Con esto se garantizará el derecho de cada consumidor de generar su propia energía y que ello sea respetado por las distribuidoras. Esto refuerza la seguridad jurídica y regulatoria para los brasileños que decidieron generar su propia energía renovable y para las empresas que actúan en el sector”, agregó. 

Además, desde ABSOLAR seguirán de cerca todos los procesos vinculados a la Orden N°3438/23 de la STD y buscarán asegurar que, dentro de las áreas de fiscalización de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica, se castigue de una forma ejemplar a las distribuidoras que incumplan “tan descaradamente” las normas y estándares en la materia. 

Cabe recordar que la generación distribuida (GD) tiene una vasta importancia en la matriz renovable de Brasil, a tal punto que suma 28990 MW de capacidad instalada versus los 12848 MW fotovoltaicos operativos de generación centralizada (GC). 

Esto quiere decir que representa representa más del 69% de la capacidad solar instalada dentro de la segunda fuente renovable con mayor participación en la matriz eléctrica del país (18,2% gracia a 41837 MW entre GD y GC), sólo por detrás de las centrales hidroeléctricas, que suman 109950 MW (47,8%). 

Incluso, la generación distribuida en Brasil abarca más de 2.600.000 sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica entre sistemas de microgeneración (hasta 75 kW) y minigeneración (75 kW hasta 5 MW por proyecto) en residencias, comercios, industrias, propiedades rurales y predios públicos. 

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El BID brinda recomendaciones para promover el reciclaje de baterías de litio en Latam 

En el marco de la creciente demanda energética, crece el interés de países latinoamericanos por incorporar energías renovables a su matriz energética en pos de contribuir a disminuir el impacto del cambio climático.

Teniendo en cuenta las intermitencias de estas tecnologías, los sistemas de almacenamiento actúan como grandes aliados para otorgar estabilidad a la red y garantizar el servicio de manera confiable.

No obstante, una vez finalizada la vida útil de estas soluciones, son consideradas desechos peligrosos debido a su alta densidad energética y contenido de sustancias peligrosas, así como de electrolitos inflamables.

A pesar de que se conocen estos riesgos, solo la mitad de las LIB que llegan al final de su vida útil en todo el mundo llegan a empresas de reciclaje. 

Bajo esta premisa, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) elaboró un informe en el cual evalúa las prácticas globales y regionales para el reúso y el reciclaje de baterías de iones de litio usadas (ULIB) en América Latina y el Caribe (ALC), e identifica oportunidades de crecimiento y estrategias para la adopción de buenas prácticas en la materia.

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“La región carece de un marco regulatorio sólido para el manejo de baterías de iones de litio usadas y al final de su vida útil, lo que crea retos para el desarrollo de soluciones para el manejo adecuado del fin de la vida de las baterías”, señala. 

Y agrega: “Mientras que estos vacíos en la regulación deben resolverse en el futuro cercano, también existe la necesidad de desarrollar un enfoque regional para mejorar las capacidades locales, facilitar el movimiento transfronterizo de las baterías y promover inversiones para una recolección, reúso y reciclaje de ULIB más eficiente”. 

De acuerdo al reporte, este tipo de enfoques regionales son particularmente importantes en el caso de países con un tamaño limitado como los del Caribe, cuyos volúmenes de baterías al final de su vida serán insuficientes para justificar inversiones en sus propias capacidades de gestión de baterías. 

Por ello, el BID formula recomendaciones clave para la promoción del reciclaje y el reúso de ULIB de manera segura y respetuosa con el medio ambiente. 

Estas dan prioridad a extender la vida útil de las LIB, prevenir prácticas de gestión de EoL deficientes en la región, promover la incorporación de las baterías de iones de litio a los marcos regulatorios existentes e incentivar sistemas de Responsabilidad Extendida del Productor (REP). 

Recomendaciones, según BID

Apoyar a los actores del sector público en la integración de los requisitos de las baterías de litio en las normas nacionales de gestión de residuos, el establecimiento sistemas obligatorios de responsabilidad extendida del productor (REP) y la implementación de los marcos regulatorios nacionales específicos para baterías.

Promover la gestión segura y ambientalmente responsable de las baterías de litio a través de regulaciones que incentiven el reúso/reutilización de baterías, tasas de recuperación obligatorias y el uso de materiales reciclados en baterías nuevas.
Realizar conferencias y talleres regionales enfocados en la gestión del final de la vida, facilitando el intercambio de buenas prácticas, particularmente en relación a sistemas de recolección efectivos y aplicables, junto con plataformas colaborativas. 
Fomentar la creación de grupos nacionales para soluciones de economía circular y grupos de trabajo sobre regulación para fomentar el intercambio de conocimientos, la cooperación entre actores y el desarrollo de regulaciones específicas para la gestión de baterías de litio en países con un creciente número de baterías usadas. 
Apoyar la movilización de inversiones y fondos hacia instalaciones de reúso y reciclaje de pequeña y mediana escala. 
Brindar capacitación específica a los actores involucrados en la recolección y el transporte de baterías de litio para garantizar la implementación de buenas prácticas. 
Capacitar a las autoridades nacionales, las agencias ambientales, los recolectores y los transportadores en las áreas de buenas prácticas y el cumplimiento de las reglamentaciones pertinentes, como el Convenio de Basilea, para facilitar el movimiento de baterías usadas dentro de la región.

A modo de conclusión, el banco alerta que la necesidad de fomentar las prácticas de reúso y reciclaje de las baterías de iones de litio (LIB) es cada vez más importante a medida que aumenta la demanda de vehículos eléctricos (EV), productos electrónicos y fuentes de energía renovables (RE) (entre otros sectores).

Según sus estimaciones, la cantidad de material de baterías que estaría disponible para someterse a un proceso de reciclaje en el año 2050 oscila entre 65.000 y 74.600 toneladas.

Por ello, el BID invita a los hacedores de políticas y participantes activos en los mercados energéticos, incluidos los consumidores, las empresas de servicios públicos y los reguladores a tomar en consideración estas recomendaciones y aportar “su granito de arena” para poder detonar la actividad.

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Andes Solar y Asociación de Industriales de Iquique firman convenio para impulsar energías renovables en Tarapacá

Con el objetivo de promover el uso de energías renovables y la eficiencia energética en la región de Tarapacá, la Asociación de Industriales de Iquique (AII) y la empresa desarrolladora de proyectos renovables, Andes Solar, firmaron un convenio de colaboración el cual formaliza el vínculo de la empresa con una región con la cual ha estado relacionada hace años. Este acuerdo representa un paso significativo para ambas organizaciones en su compromiso con el desarrollo sostenible y la innovación en el sector industrial de Tarapacá.

Ambas partes, representadas por Marcos Gómez Barrera, Gerente General AII, y su par en Andes Solar, Roberto Muñoz, se han comprometido a trabajar juntos en diversas iniciativas que beneficiarán tanto a sus miembros como a la comunidad en general. Este convenio busca establecer un marco de cooperación que permita desarrollar proyectos de energía solar y eólica, promover medidas de eficiencia energética en procesos industriales, fomentar la electrificación de procesos térmicos y promover el uso de vehículos eléctricos entre los asociados.

Roberto Muñoz, señaló que esta colaboración trae consigo muchas oportunidades desafiantes para Andes Solar. “Estamos muy entusiasmados con la firma de este acuerdo, creemos que podemos ser un partner estratégico muy importante para la Asociación de Industriales de Iquique. Esperamos crear muchas oportunidades para apoyar a los industriales a través del uso de tecnologías innovadoras que se pueden implementar para aprovechar el gran recurso solar de la región”.

Por su parte, Marcos Gómez Barrera, destacó la relevancia del convenio para el sector. «Los temas de generación y eficiencia energética en la región de Tarapacá son importantísimos. El generar este tipo de vínculo nos permite entregar información fundamental a nuestros asociados en la toma de decisiones en estos aspectos. Así que esperemos que esta vinculación con la empresa nos dé las herramientas necesarias para mejorar los aspectos de generación y de eficiencia energética».

Para alcanzar estos objetivos comunes, ambas organizaciones llevarán a cabo actividades como charlas y capacitaciones sobre energías renovables y eficiencia energética, asesorías personalizadas para empresas socias en sus proyectos de descarbonización, y la promoción del uso de tecnologías sostenibles en los procesos industriales.

Con respecto a las tareas comprometidas en el acuerdo, AII será el encargado de organizar programas y actividades de interés común, difundir las iniciativas conjuntas a través de sus canales de comunicación, e incluir a Andes Solar en sus eventos y proyectos de desarrollo regional.

Por su parte, Andes Solar aportará con apoyo técnico en los procesos de descarbonización, charlas y asesorías sobre energías renovables y eficiencia energética, y la promoción de los beneficios de las energías limpias y la electromovilidad.

Este convenio consolida el vínculo que Andes Solar ha tenido con la región desde el año 2014, tras el desarrollo del primer proyecto de autoconsumo en un mall en el país y la región, que se materializó con la instalación de paneles solares fotovoltaicos para el estacionamiento del Mall ZOFRI, aprovechando el gran recurso solar del territorio. Se trata de una planta, con una potencia nominal de 210 kW, que cubre alrededor del 25% del consumo total de electricidad de las áreas comunes del establecimiento. Éste fue el primer caso en el país en lo que respecta a centros comerciales y tiene por propósito fomentar el uso de energías renovables para contribuir a la protección del medio ambiente.

10 años después, esta alianza de colaboración marca un paso importante para fortalecer la colaboración entre el sector industrial y privado en Tarapacá. Se espera que las iniciativas desarrolladas no sólo beneficien a las empresas asociadas, sino que también contribuyan al desarrollo sostenible de la región, mejorando la competitividad y fomentando el uso responsable de los recursos energéticos.

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Vecinos participan en la primera cuenta pública de la Central Hidroeléctrica Chapiquiña de ENGIE Chile

Es la central hidroeléctrica ubicada más al norte de Chile, a 120 kilómetros al oriente de Arica y sobre los 3300 metros sobre el nivel del mar, y lleva más de cinco décadas aportando energía renovable al Sistema Eléctrico nacional, se trata de la Central Hidroeléctrica Chapiquiña de ENGIE Chile que el sábado recién pasado abrió sus puertas para realizar su primera cuenta pública participativa.

Pero, ¿en qué consiste esta instancia? Es un proceso voluntario de diálogo que decidió realizar la compañía para poder presentar sobre su gestión en términos operacionales, social y ambiental.

En su primera versión, asistieron vecinos de las comunidades de Belén y Chapiquiña, Carabineros de la zona, miembros de CONAF y del Cuerpo de Bomberos de Arica; quienes además de resolver sus dudas, pudieron recorrer las instalaciones de la Central Hidroeléctrica que tiene una capacidad instalada de 10,2 MW.

Sergio García, Gerente de la GBU Renovable Zona Norte de ENGIE Chile, y encargado de encabezar la actividad en el sitio, dijo: “Estamos muy contentos de recibir a más de 50 personas en nuestra primera cuenta pública participativa de la Central Hidroeléctrica Chapiquiña. Agradecidos de tener la posibilidad de contarles sobre la labor que realizamos en el día a día y poder resolver sus inquietudes respecto al funcionamiento del sitio”.

Mientras que Cristián Parraguez, Jefe de Asuntos Corporativos de la Zona Norte de ENGIE Chile, destacó la instancia, explicando que “para nosotros es fundamental contar con este espacio de diálogo transparente que permite establecer lazos sólidos con las comunidades locales de manera de potenciar los territorios, su crecimiento y sus capacidades”.

La Central Hidroeléctrica Chapiquiña opera desde 1967, está compuesta por 2 Unidades que permiten tener una producción anual de energía de 44,8 GWh, evitando emitir 13.400 toneladas de CO2.

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La globalización de Tongwei avanza y su estrategia de integración vertical está impulsando el futuro de la energía limpia en Europa

Del 19 al 21 de junio, se celebrará en Múnich, Alemania, la Intersolar Europe, en que Tongwei presentará su destacada gama de módulos solares, impulsando la transformación energética en Europa.

Ante los altos precios de la energía y la urgencia de la transición energética, los países europeos están impulsando activamente la transformación hacia energías verdes.

Se espera que el mercado europeo mantenga un crecimiento del 24% en 2024, con una potencia instalada total estimada en Europa hasta 105 GW durante todo el año, los módulos de tipo N, con sus ventajas de alta potencia, eficiencia, confiabilidad y ganancia en la generación de energía, están recibiendo una atención y preferencia generalizadas debido a su fuerte adecuación a las demandas del mercado europeo.

Reducir los costos de fabricación y los costos de electricidad por kwh mediante los grandes tamaños y la alta potencia ya se ha convertido en una tendencia inevitable para el avance de la industria fotovoltaica, esto es completamente coincidente con el desarrollo de la tecnología tipo N y la tecnología de módulo de Tongwei.

Impulsado por gen de la ciencia y la innovación, Tongwei ha desarrollado con éxito la primera línea piloto de células grandes de PECVD Poly en la industria, lo que ha solucionado numerosos desafíos técnicos bajo las condiciones de producción a escala de contacto de tipo N, lo que ha mejorado significativamente la eficiencia de conversión. Actualmente, las células producidas utilizando la tecnología TNC de Tongwei tienen una eficiencia de producción que supera el 26.7%.

La fabricación inteligente ecológica lidera el camino hacia una baja emisión de carbono

Como la primera empresa fotovoltaica en ingresar al ranking Fortune Global 500, Tongwei se incorpora «fabricación inteligente ecológica» y tecnología innovadora en los productos, fabricando productos que se ajusten a las necesidades locales en diferentes aplicaciones y mercados.

Al mismo tiempo, mediante el uso de tecnologías clave como 5G, plataformas en la nube, y big data, se ha construido la fábrica verde más inteligente, de menor costo de proceso y más respetuosa con el medio ambiente del mundo: la Base de Tecnología Tongwei en Jintang. En comparación con los talleres tradicionales, la fabricación inteligente 5G ha llevado los indicadores clave como la eficiencia de conversión de las células, la tasa de grado A, la tasa de desechos y el costo de los materiales no de silicio a niveles líderes en la industria.

El uso de robots inteligentes IGV ha reducido la mano de obra en más del 60%, aumentando la eficiencia de producción en más del 160% y reduciendo el consumo de energía en aproximadamente un 30%. Tongwei utiliza su gen tecnológico para la fabricación inteligente de los productos de módulos ecológicos y eficientes para el mundo.

Aceleración de la globalización y la integración vertical

Los módulos de Tongwei son muy apreciados en los mercados extranjeros, exportándose a más de 40 países y regiones, incluidos Francia, Alemania, los Países Bajos, Chile, Brasil, Japón, República de Corea, Singapur, entre otros. En el futuro, Tongwei también establecerá equipos locales especializados en el mercado de Europa para proporcionar soluciones integradas de ventas y postventa adaptadas a las necesidades locales de los clientes.

Como una empresa líder mundial de células solares y silicio, Tongwei incursionó en la fabricación de módulos en 2022. Sólo en un año, el volumen de envío de módulos de Tongwei en 2023 se encontró entre los cinco primeros a nivel mundial. Desde la tecnología hasta la capacidad de producción, desde el silicio hasta los módulos, Tongwei está «acelerando el desarrollo» en todos los eslabones de la cadena industrial. En el futuro, Tongwei seguirá innovando para proporcionar a la industria más productos de alta calidad y eficiencia.

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Buenos Aires ratificó su interés en que la planta de GNL se instale en Bahía Blanca

El ministro de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica de Buenos Aires, Augusto Costa, afirmó que “En el marco de un contexto difícil, queremos ratificar la voluntad del Gobierno bonaerense de trabajar codo a codo con YPF, Petronas y el puerto de Bahía Blanca”, en el proyecto de instalación de la planta productora de GNL en ésa zona portuaria.

“Este proyecto le va a cambiar las perspectivas a la provincia y al país. No vemos motivos para que sea puesto en cuestión”, afirmó el funcionario en conferencia de prensa.

El gobierno de Javier Milei esta promoviendo cambios en este sentido, con lo cual la planta de GNL tendría como destino la provincia de Río Negro.

El ministro Costa se refirió a la declaración de interés provincial del proyecto de YPF para la instalación de una planta de licuefacción de gas natural en el Puerto de Bahía Blanca, la cual se comenzó a proyectar 2017 y cuyos trabajos conjuntos avanzaron hasta efectivizar en 2023 la reserva de 1.500 hectáreas en el predio del Puerto Bahía Blanca para poder localizar la planta allí.

“Trabajamos para dar continuidad a proyectos de inversión muy importantes, que es necesario que sigan su curso. Uno de ellos es el proyecto de la planta de licuefacción de gas en el puerto de Bahía Blanca, que tiene que ver con la recuperación de YPF (2012) y el desarrollo de Vaca Muerta, para tener una producción de GNL en nuestra provincia. Dada su importancia, el Gobernador lo declaró proyecto de interés provincial”, remarcó el ministro.

Asimismo, Costa explicó: “A través de esta inversión se llegará a producir entre 25 y 30 millones de toneladas por año. Es un proyecto estratégico y clave, ya que implica un impulso para el desarrollo productivo con agregado de valor, fuerte aumento de las exportaciones, incentivo a la operatoria portuaria bonaerense y un gran generador de empleo”.

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YPF incrementará su actividad exploratoria sobre Vaca Muerta en Mendoza

YPF concluyó la primera etapa del proyecto exploratorio no convencional a Vaca Muerta en Mendoza y a partir de los resultados obtenidos avanzará con otro pad de pozos en un segundo período exploratorio para el 2025, informó la Compañía.

Los pozos perforados en el extremo sur del departamento de Malargüe fueron descubridores de petróleo y permitirían a YPF extender los límites productivos de la formación geológica, más allá del hub core que se encuentra principalmente localizado en Neuquén.

En línea con la estrategia de expandir el conocimiento de VM, se asociaron compromisos exploratorios en dos bloques. En CN VII A, se perforó el pozo vertical Aguada Negra de 2.576 metros con rama horizontal de 1.074 metros, mientras que en Paso Bardas Norte se llevó adelante un pozo horizontal de 1.059 metros.

Luego se realizaron un total de 25 etapas de fracturas (12 en Paso Bardas Norte y 13 en Aguada Negra) para comenzar, el 18 de febrero pasado, los ensayos con el objetivo de evaluar los niveles de reservorio. Actualmente los pozos muestran interesantes datos de productividad de petróleo, según los últimos registros, indicó la petrolera de mayoría accionaria estatal.

YPF proyecta pasar a un segundo período en el permiso exploratorio CN VII A, en el marco de un plan que contempla realizar en el 2025 un piloto vertical y dos ramas horizontales de 2.500 metros a mayor profundidad.

Este proyecto piloto no convencional es el primero que desarrolla YPF en la provincia y tiene como objetivo impulsar la continuidad de la exploración de Vaca Muerta. Se puso en marcha en el segundo trimestre del 2023 permitiendo la obtención de datos geológicos relevantes para interpretar y caracterizar las condiciones que presenta la formación sobre el borde mendocino.

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Grupo Indalo presentó “Sustentabilidad Indalo”

Grupo Indalo presentó “Sustentabilidad Indalo”, un área de sustentabilidad empresarial, la cual estará presidida por el vicepresidente de Relaciones Institucionales, Julián Leunda. Tendrá como objetivo fortalecer el lazo entre las empresas y las comunidades, mejorar el compromiso de los trabajadores con la sustentabilidad e implementar prácticas que contribuyan al cuidado del ambiente y de la sostenibilidad de los negocios, según precisaron.

“El Grupo Indalo es un actor clave en la economía de la Argentina: apuesta por el desarrollo del país desde hace más de veinte años y por eso es de vital importancia comprometernos con un vínculo efectivo y responsable en todos los territorios y áreas donde desarrollamos nuestras actividades”, manifestó Leunda en su exposición durante la presentación.

Asimismo, aseveró que “el impacto de las acciones en las comunidades obliga a tomar conciencia de la relevancia y la necesidad de adquirir prácticas sustentables a nivel empresarial”.

Por su parte, el accionista del Grupo, Fabián de Sousa, profundizó sobre el desarrollo de la nueva área: “La sustentabilidad es fundamental para nuestro grupo y nuestras empresas. Al centrarnos en ella, mediante la adopción de medidas que disminuyan el impacto ambiental, la optimización de los recursos, el fomento de la innovación, fortalecemos nuestra posición en la economía y nuestra competitividad. Es mucho más que una adaptación a los standares corporativos actuales, es asegurarnos un futuro próspero y seguro para los empleados, clientes, proveedores, y la comunidad en general”.

El evento

Del evento participaron Nacho Vivas, CEO de Grupo Indalo; Justo Lamas, responsable de RSE; Leandro Librera, gerente corporativo de capital humano; Lisandro López, gerente general de Providencia Seguros; Nicolás Bocache, director general de contenidos y noticias de C5N; Sebastián Pedron, director división radios de Indalo Media; Guillermo Gammacurta, gerente de unidad digital; Fernando Giliberti, CEO de Pilgrim;  Marcelo Miani, director comercial de INN desarrollos, entre otros directores y gerentes del grupo.

, Redaccion EconoJournal

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Para evitar que se agrave la crisis del gas, Enarsa compró en directa un cargamento de GNL a Petrobras

Funcionarios del área energética del gobierno cuentan las horas que faltan para que arribe un cargamento de Gas Natural Licuado (GNL) comprado en forma directa -es decir sin licitación pública- a Petrobras, la empresa controlada por el estado brasileño, para tratar de descomprimir la sorpresiva crisis del gas que tiene contra las cuerdas el despacho de energía en todo el país.

En los últimos 10 días, el gobierno empezó a cortar el abastecimiento del gas bajo el contrato interrumpible para estaciones de GNC en el Conurbano bonaerense y en La Plata y también en algunas provincias del interior del país. Durante el fin de semana, la medida se extendió hacia estaciones de servicio ubicadas en la Ciudad de Buenos Aires y a comercios e industrias que tienen contratado el gas natural bajo el contrato de servicio interrumpible.

En estado crítico

Pese a esas interrupciones, se prevé que está semana el sistema seguirá funcionando de manera crítica —de hecho, el jueves el Enargas declaró la pre-emergencia del sector gasífero- porque la demanda residencial está orillando los 80 millones de metros cúbicos día (MMm3/d), cuando los escenarios más severos que había anticipado el gobierno estimaban una demanda de 67 MMm3/día. Si bien las temperaturas pronosticadas están por debajo de lo habitual para esta época del año, el gobierno está en una situación comprometida porque no gestionó con la mayor celeridad posible la finalización de las plantas comprensoras del Gasoducto Néstor Kirchner, que permitirían duplicar la capacidad de transporte del ducto, y la importación de combustibles líquidos prevista no fue suficiente para suplir la demanda de gas y energía eléctrica registrada en las últimas semanas. Por eso, Cammesa, la empresa encargada del despacho, debió salir de urgencia la semana pasada a licitar la importación de 12 cargamentos de gasoil y fueloil.

Al mismo tiempo, Enarsa llevó adelante negociaciones en forma directa con el gobierno de Brasil y con directivos de Petrobras para comprar un cargamento de GNL, que en una primera instancia se dirigía hacia Brasil y el fin de semana redireccionó su punto de destino hacia la terminal de Escobar.

El cargamento

Fuentes privadas indicaron que el cargamento de GNL adquirido a Petrobras —lo que está haciendo la petrolera brasileña es revendiendo el producto a Enarsa— arribará a la terminal resgasificadora ubicada al norte de la provincia de Buenos Aires en la noche de este lunes o a más tardar en la madrugada del martes y aportará 44 millones de m3 de gas natural.

Prácticamente no hay antecedentes de una compra directa de Enarsa a un proveedor de GNL dado que, al ser una empresa estatal, la compañía pública siempre intenta adquirir GNL mediante licitaciones internacionales que propicien la participación de distintos oferentes. Sin embargo, por la crítica situación que atraviesa el sistema se optó por ir a una compra directa sin licitación para garantizar el suministro de gas durante los próximos días.

En forma simultánea, Enarsa salió a licitar la importación de ocho cargamentos de GNL para los meses de julio y agosto. Las ofertas deberán estar listas mañana al mediodía. 

, Redaccion EconoJournal

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TGS presentó el Reporte ASG 2023 con la meta de reducción de 50% de emisiones de metano

En su 12° Reporte ASG, TGS detalló sus indicadores de gestión 2023, sus avances y resultados, y presentó su estrategia corporativa en sustentabilidad. “Es un documento que alinea los más altos estándares internacionales GRI y SASB y está elaborado a partir de la priorización de 9 de los 17 Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), acorde a los principios establecidos por las Naciones Unidas”, destacaron desde la firma.

En el plan estratégico se establecieron las líneas de acción en materia de triple impacto, permitiendo guiar la gestión de tgs a través de compromisos concretos e indicadores clave de desempeño, que permiten medir los avances al mismo tiempo que establece mejoras, según precisaron.

Este documento posicionó a tgs entre las principales empresas argentinas en materia de reporting, con los más altos estándares en la medición de la sostenibilidad de sus operaciones.

“Nos propusimos el desafío de elaborar un Plan Estratégico ASG, en el cual trabajamos en equipo y de forma transversal con todas las áreas de la compañía con el fin de potenciar la gestión sustentable del negocio, responder a las expectativas de nuestros grupos de interés e impulsar nuestra contribución a la Agenda de Desarrollo Sostenible”, afirmó Oscar Sardi, CEO de TGS.

Sustentabilidad

La compañía integra el Índice de Sustentabilidad de Bolsas y Mercados Argentinos (ByMA) por quinto año consecutivo. Este panel está integrado por 15 organizaciones y destaca a empresas con buenas prácticas en materia Ambiental, Social, de Desarrollo Sostenible y Gobierno Corporativo.

TGS emite su reporte de sustentabilidad desde el año 2003, pero por segundo año consecutivo se adapta a las últimas tendencias internacionales de reporting y lo emite en formato de ASG, por sus siglas en inglés Environment (Ambiente), Social y Governance (Gobierno Corporativo).

“TGS ratificó su compromiso con los Principios del Pacto Global de la ONU, del cual es socio fundador desde 2004, para continuar contribuyendo al diálogo con todas y cada una de sus partes interesadas, al mismo tiempo que continúa mejorando su gestión ambiental, social y económica”, aseguraron desde la firma.

Link para ingresar al Reporte.

, Redaccion EconoJournal

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Aporte de Pluspetrol al programa becas de Gregorio Alvarez de Neuquén

Pluspetrol aportará 500 mil dólares al programa de becas “Gregorio Álvarez” de la Provincia de Neuquén, con el objetivo de contribuir a reinsertar, retener y asegurar la permanencia de estudiantes que estén en riesgo de abandonar sus estudios o se encuentren fuera del sistema educativo, además de fomentar el desarrollo de oficios para los jóvenes.

En un acto realizado en la ciudad capital de la provincia, se firmó el convenio de adhesión entre el Gobernador Rolando Figueroa y el Gerente General de Pluspetrol Argentina, Adrián Vila, a través del cual la compañía hará un desembolso de 500 mil dólares, que se sumará al aporte de inversión social que la empresa tiene en ejecución en Neuquén por lo que totalizarán 1.500.000 dólares para el corriente año.El Gerente General de Pluspetrol, Adrián Vila, destacó que “el programa de becas ‘Gregorio Álvarez’ es una iniciativa estratégica impulsada desde el ejecutivo neuquino, que hace foco en el capital más importante que tiene una sociedad: la educación de sus futuras generaciones. Estamos convencidos que nuestro rol como compañía, además de invertir en el desarrollo energético de la región y del país con la generación de empleo de calidad, debe estar acompañado con programas de responsabilidad social para el fortalecimiento de la ciudadanía. Por eso, estamos hoy aquí firmando este importante convenio de adhesión, junto al Gobernador Rolando Figueroa, con el objetivo de consolidar el derecho a la educación de los neuquinos”.

El programa impulsado por la provincia apunta, por un lado, a promover la terminación de la escuela secundaria y, por otra parte, a la formación profesional de quienes hayan cumplido el ciclo escolar y deseen desarrollarse en un oficio.

El compromiso de Pluspetrol con la provincia involucra numerosos proyectos que están estructurados en tres ejes que componen su estrategia de Responsabilidad Social: educación, producción y fortalecimiento institucional por lo que el programa de becas Gregorio Álvarez está alineado a la estrategia de inversión social de la compañía.

Pluspetrol, con más de 45 años en la provincia, opera diferentes yacimientos entre los que se destaca La Calera y se posiciona como un jugador clave en el desarrollo de campos no convencionales

Acerca de Pluspetrol

Pluspetrol es una compañía de energía con foco en exploración y producción de hidrocarburos. Tiene su origen en Argentina, en el yacimiento Centenario, Neuquén, hace más de 40 años. Pluspetrol desarrolla operaciones en Argentina –donde es el cuarto productor de gas y de petróleo–, en Perú –donde es el primer productor de gas y de petróleo–, Bolivia, Colombia, Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos, y Uruguay.

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Chile posee más de 1 Gw de almacenamiento energético

La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) compartió su informe de estadísticas sobre el mes de abril, donde mide la participación renovable en la generación eléctrica y la evolución del almacenamiento en el país vecino, identificando los proyectos que están en operación, en etapa de pruebas, en desarrollo y/o aprobados por el Gobierno.

En ese sentido, ACERA señala que la capacidad de sistemas de almacenamiento en construcción hoy alcanza los 1.048 megawatts (Mw). El lanzamiento de estas iniciativas representaría un crecimiento de un 281,72% con respecto al valor actual (372 Mw).

De esta cifra, el 96% procederá de la hibridación de proyectos solares fotovoltaicos por 1.011 Mw, mientras que 36 Mw corresponderán a un parque eólico y 1 Mw será aportados por un sistema “Standalone”.

Cabe recordar que, de acuerdo con información de la firma Bróker & Trader Energy Chile, los vertidos renovables se encuentran en números históricos, con cerca de 1.500 gigawatts/hora (Gwh) verificados a fines de marzo.

El documento precisa también que 6.057 Mw de «storage» de baterías se hallan en proceso de clasificación. De ese total, 1.596 Mw provendrán de sistemas «Standalone«, al tiempo que 272 Mw serán hibridados con energía eólica, 2.768 Mw con generación fotovoltaica y 1.421 Mw con ambas tecnologías.

Asimismo, otros 232 Mw de almacenamiento con baterías se encuentran en estado de pruebas, según el informe, mientras que unos 2.788 Mw recién acaban de ser aprobados por el Gobierno.

Generación renovable

En el documento, ACERA destaca que durante el mes pasado las tecnologías verdes produjeron un 37,9% de la electricidad de Chile, redondeando un 40% en el acumulado anual.

En conjunto, la generación chilena fue de 6.819 Gwh, de los cuales las energías renovables aportaron 2.581. El resto se repartió en 1.143 Gwh de producción hidráulica, 3.086 de térmica y 8 de almacenamiento con sistemas de batería.

Si se comparan estos números de las renovables con los que mostraron durante el mismo periodo de 2023, cuando la generación verde fue de 2.235,15 Gwh, se observa una suba de un 13,4 por ciento.

Este crecimiento interanual responde principalmente al alza en la producción de energía eólica, que fue un 18,7% mayor que en abril de 2023, contribuyendo con 787 Gwh de generación eléctrica.

Por su parte, la tecnología solar fotovoltaica fue la fuente renovable de mayor participación en Chile, con 1.427 Gwh, cubriendo el 20,9% de toda la matriz eléctrica, sólo por detrás del carbón, que explicó un 22,6 por ciento.

El documento detalló que el día 9 de abril, a las 13 horas, se dio el pico de generación verde en los últimos 12 meses, configurando un 75,3% de toda la oferta eléctrica chilena. De este volumen, el 78,1% fue producción fotovoltaica y el 15,4%, eólica.

En cuanto a la capacidad instalada, las energías renovables no han tenido un cambio importante, ingresando únicamente cerca de 70 Mw fotovoltaicos. En el acumulado, estas tecnologías cerraron abril con 16.880 Mw, lo que representó un 46,3% del total.

, Julián García

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Pluspetrol aportará 500 mil dólares para el programa de becas de Neuquén

La compañía Pluspetrol firmó esta mañana un acuerdo para integrar el “Plan Provincial Redistribuir Oportunidades-Programa de becas Gregorio Álvarez” a través de un aporte de 500 mil dólares.

La firma se concretó esta mañana en un acto en el que partició el Gerente General de Pluspetrol Argentina, Adrián Vila, junto al gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa. Permitirá desembolsar 500 mil dólares que se suman al aporte de inversión social que la empresa tiene en ejecución en Neuquén y por el que totalizarán 1.500.000 dólares para este año.

Durante la firma, Vila destacó que “el programa de becas Gregorio Álvarez es una iniciativa estratégica impulsada desde el Ejecutivo neuquino que hace foco en el capital más importante que tiene una sociedad: la educación de sus futuras generaciones”.

Luego, afirmó que “estamos convencidos que nuestro rol como compañía -además de invertir en el desarrollo energético de la región y del país con la generación de empleo de calidad-, debe estar acompañado con programas de responsabilidad social para el fortalecimiento de la ciudadanía”.

Con eje en la sustentabilidad social

Por su parte, el gobernador Figueroa destacó la colaboración de la empresa Pluspetrol y remarcó la importancia de trabajar juntos en áreas como el cuidado del ambiente, la sustentabilidad social y la rentabilidad económica.

Aseguró que esos son los tres pilares sobre los cuales “queremos centrar la posibilidad de desarrollo de la industria y la relación con nuestra provincia”, la cual “va de la mano con poder edificar los cimientos para todo lo que viene, que es infraestructura y también es educación”.

Por este motivo, agradeció a la empresa por “el trabajo conjunto que venimos desarrollando desde distintas perspectivas para potenciar la educación, que es lo que deseamos desde la provincia y estamos convencidos que es la mejor inversión”.

El programa de Becas Gregorio Álvarez tiene como objetivo contribuir a reinsertar, retener y asegurar la permanencia de estudiantes que estén en riesgo de abandonar sus estudios o se encuentren fuera del sistema educativo, además de fomentar el desarrollo de oficios para los jóvenes. En este sentido, desde la Provincia señalaron que se busca promover la terminación del secundario y dar formación profesional a quienes hayan concluído esta etapa.

Anteriormente, el gobierno de Neuquén había firmado acuerdos para sumar al programa a las empresas Phoenix Global Resources, YPF, la estatal neuquina Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), Pan American Energy (PAE), Tecpetrol y Vista.

Desde Pluspetrol afirmaron que los compromisos con la provincia de Neuquén se estructuran en su estrategia de Responsabilidad Social que se basa en educación, producción y fortalecimiento institucional “por lo que el programa de becas Gregorio Álvarez está alineado a la estrategia de inversión social de la compañía”.

Días atrás, el gobernador Figueroa se había reunido con autoridades de la empresa quienes se habían comprometido a financiar obras de infraestructura para Neuquén y donde habían expresado sus intenciones de sumarse al plan de becas.

, Redacción EconoJournal

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Javier Milei evalúa sacar dos reformas clave por decreto en caso de que se caiga la Ley Bases en el Senado

El Presidente analiza establecer por decreto el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y las modificaciones en la regulación de la explotación de hidrocarburos. Javier Milei evalúa sacar dos reformas clave por decreto de necesidad y urgencia (DNU) en caso de que se caigan de la Ley Bases y del paquete fiscal durante la negociación en el Senado. Según pudo saber TN, el Presidente tiene como prioridad establecer un marco legal y normativo para la desregulación de la economía. Es por eso que analiza establecer por decreto el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y las […]

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Fuertes expectativas de crecimiento de la minería en Mendoza a partir de “la vuelta” del cobre

La Expo Minera en San Juan exhibió el potencial de la actividad y las apuestas al retorno del mineral rojo a partir de la eventual sanción del régimen de incentivo a las grandes inversiones.  La reciente Expo Internacional San Juan Minera, que en su décima edición aglutinó a 30 empresas mineras y 303 proveedores del sector, desbordó todas las previsiones. Como notó a Infobae uno de los participantes, el paso por las naves con los stands y -en menor medida- por las “islas” donde se exponían insumos, partes y gigantescas maquinarias mineras- “parecía la entrada y salida de una cancha […]

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El sorprendente crecimiento de Vista Energy en el yacimiento Vaca Muerta

Vista Energy ha visto un crecimiento espectacular desde su fundación en 2017; Durante los últimos tres años, las acciones en la Bolsa de Nueva York han aumentado al 1.400%. La empresa, encabezada por Miguel Galuccio, ha sido un actor clave en la explotación de los recursos gasíferos y petroleros de Vaca Muerta en la Patagonia argentina. Galuccio, quien anteriormente supervisó la estatal YPF SA, ha desempeñado un papel clave en el desarrollo de la fracturación hidráulica en Argentina. Bajo su dirección, Vista Energy ha logrado extraer petróleo de Vaca Muerta, un tipo de esquisto que fue descubierto hace aproximadamente un […]

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Mendoza apuesta a reflotar áreas maduras y avanzar en la explotación no convencional

El gobierno mendocino busca mejorar la rentabilidad en los campos maduros y enfoca su atención en los resultados obtenidos en el no convencional por YPF. El subsecretario de Energía y Minería del Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza, Manuel Sánchez Bandini, dialogó con Vaca Muerta News Radio y brindó un panorama de la política provincial en materia de hidrocarburos. Según adelantó, la provincia está enfocada en la rentabilidad de los campos maduros y en los resultados exploratorios en dos áreas no convencionales que está desarrollando YPF en lo que se conoce como «la Vaca Muerta Mendocina». Además, se prevé […]

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Hay obras estratégicas para el gas de Vaca Muerta y el proyecto finalizará el 31 de agosto

Las bajas temperaturas de mayo han vuelto a poner de relieve la necesidad de que Argentina amplíe su sistema de gasoductos para disminuir su dependencia del combustible importado y lograr un ahorro significativo en dividendos y subsidios. La mayoría de estas obras estarán listas después del invierno, aunque se espera incorporar nuevas capacidades de transporte en los próximos meses. La reversión del Gasoducto Norte, una obra importante en este contexto, se completará el 31 de agosto. Este proyecto ha tenido contratiempos producto de la necesidad de insumos esenciales y desafíos con algunos contratistas, que se han visto agravados por el […]

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Restringen el gas a industrias: buscan que no falte en casas y centrales térmicas para evitar cortes de luz

Las bajas temperaturas, obras inconclusas, e importaciones que no llegaron generaron un cuello de botella entre la oferta y la demanda del sistema energético. Los operadores activaron la etapa de pre emergencia. Con el ingreso de un nuevo frente frío, y cuando se esperan al menos una semana de días con registros invernales, el Gobierno y las empresas de energía buscan alternativas para evitar que falte suministro de gas y electricidad en momentos en que el consumo del fluido se disparó y la oferta está restringida. De esta forma, las industrias deben bajar los consumos al mínimo técnico. Como informó […]

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El gobierno empezará a cortarles la electricidad a las distribuidoras que no le paguen a Cammesa

El gobierno le cortará la electricidad a las distribuidoras que no paguen por la energía que consumen. Cammesa le solicitó a la Secretaría de Energía el levantamiento de la suspensión del inciso “a” de la resolución 29/1995 que habilita la interrupción del servicio de manera incremental luego de 20 días de mora. A su vez, el vicepresidente de la compañía, Mario Cairella, le envió el jueves pasado una nota al Secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, a la que accedió EconoJournal en exclusiva, donde le informa que hasta que se resuelva el levantamiento de dicha suspensión aplicará cortes basándose en la resolución 124/2002, un régimen más benévolo que se puso en vigencia luego del estallido de la crisis de la convertibilidad y que en más de 20 años nunca se aplicó.

La resolución 29/1995 habilita al organismo encargado del despacho a aplicar cortes programados que se van incrementando con el pasó de los días. A partir del día 20 de mora se contemplan cortes programados de una hora cada 48 horas, a partir del día 24 los cortes pasan a ser de 2 horas cada 24 horas, a partir del día 28 de 3 horas cada 24 horas y cuando se cumplen 31 días de mora se procede con la interrupción total del suministro y la desconexión de la red.  

En octubre de 2002, durante la presidencia de Eduardo Duhalde y en medio de la crisis motivada por la salida del régimen de convertibilidad, el entonces secretario de Energía, Enrique Devoto, publicó la resolución 124/2002 que dejó en suspenso la resolución 29/1995 y puso en vigencia un régimen más benévolo. Esa norma denomina “distribuidor moroso crónico” a aquel prestador que acumule deudas vencidas e impagas por montos equivalentes o superiores a dos facturas mensuales.

Una vez que un distribuidor eléctrico es calificado como “moroso crónico”, la norma instruye a informar a todos los usuarios de esa compañía las consecuencias que podría sufrir en el suministro de energía eléctrica producto de la falta de pago. Entre otras medidas, habilita una reducción de los niveles de tensión del suministro y luego cortes de demanda de hasta el 10%, lo que obligaría al distribuidor a interrumpirle el servicio a algunos clientes o aplicar cortes rotativos.

Durante las últimas dos décadas, las distribuidoras, afectadas por el congelamiento de tarifas, dejaron de pagarle a Cammesa en numerosas ocasiones, y se financiaron con esos recursos, pero nunca se les aplicaron cortes en el servicio. De la mano de la recomposición del Valor Agregado de Distribución (VAD) que autorizó el gobierno a comienzos de año, lo que se busca el gobierno ahora es cortarle el suministro a quienes no paguen.

Presión a las distribuidoras  

La semana pasada, Cairella, el nuevo hombre fuerte de Cammesa, pasó por encima del presidente de la compañía Jorge Garavaglia, que responde a Rodríguez Chirillo, y le comunicó al secretario que, mientras espera que entre nuevamente en vigencia la resolución 29/1995 que contempla medidas más duras contra los morosos, al menos empezará a aplicarle los cortes previstos en la resolución 124/2002 a las distribuidoras eléctricas que no adhieran al plan de pagos previsto para regularizar sus deudas con el organismo.

El miércoles 8 de mayo la Secretaría de Energía publicó la resolución 58/2024 que fijó los criterios para reestructurar la deuda del Estado con las generadoras y además les ofreció un plan de pagos a las distribuidoras para cancelar sus deudas de febrero y marzo de este año en 48 cuotas mensuales a la tasa de mercado del Banco Nación.

El objetivo es meterle presión a las compañías para que adhieran al plan de pago lo antes posible. El tema no fue tratado en el directorio de Cammesa donde el 80% de las acciones están en poder de las asociaciones que agrupan a los distintos agentes del mercado mayorista eléctrico (Ageera, Adeera, Ateera y Agueera). 

, Fernando Krakowiak

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¿Cuánto diésel consumen los «pulmones» de Vaca Muerta?: se evalúan las alternativas para los conjuntos de fracturas

Los diez conjuntos necesarios para el fracking del shale neuquino están listos, aunque la industria evaluaba cómo disminuir las emisiones y emplear el gas como fuego. El fracking es una de las principales actividades que impulsa las operaciones de Vaca Muerta. En este momento, diez conjuntos de fracturas están trabajando en yacimientos relacionados con el esquisto, y se anticipa que se verán entre 1400 y 1600 fases de fractura cada mes, salvo que el techo de este año lo supere. Sin embargo, uno de los temas que empezó a interesar al productor industrial de hidrocarburos fue cómo reducir las emisiones […]

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Vaca Muerta: los datos que explican la brecha de competitividad con Permian

Un informe privado indica que el shale neuquino corre en desventaja por el volumen de actividad, eficiencia de las operaciones, el cepo cambiario, la carga impositiva, la regulación y una macroeconomía inestable. La clave de todo negocio es la competitividad y Vaca Muerta ha logrado avances en ese sentido en la última década, con una acelerada curva de aprendizaje y productividades de los pozos de clase mundial. Sin embargo, encima de la superficie aún persiste un amplio trecho de distancia con los mejores players de Estados Unidos, la principal referencia y mercado contra el que se enfrenta el shale neuquino. […]

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El gobierno evalúa implementar un aumento del 20% en el combustible a partir de junio

El precio del combustible aumentará significativamente como resultado de la actualización de los impuestos sobre dos componentes del TLCAN. El Gobierno de Javier Milei evalúa si aplica la actualización de los impuestos al dióxido de carbono (IDC) y al combustible líquido (ICL), lo cual resulta en un incremento directo en los precios de los combustibles. El 1 de junio volverá a modificarse los tableros de las estaciones de servicio de todo el país si no se suspende el cronograma. El impuesto a los combustibles líquidos supone que el litro de gasolina disminuirá significativamente en $177,84 respecto a los valores actuales […]

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Entre Ríos: Frigerio participó de la inauguración del Parque Solar Fotovoltaico en Pueblo Liebig

El gobernador Rogelio Frigerio participó de la inauguración del Parque Solar Fotovoltaico de Las Camelias en Pueblo Liebig, Colón. «Este es un ejemplo de lo que podemos ser y hay que ponerlo en valor», sostuvo el mandatario. «Soy un gran defensor e impulsor de la energía y para mí la energía es sinónimo de desarrollo», dijo el gobernador en su discurso, tras agradecer a la familia Marsó y Las Camelias por la invitación y la inversión puesta en energía renovable. Al hacer referencia a la concreción de proyectos de energías renovables, aseguró que «vamos a estar apoyando, vamos a estar […]

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Salta fortalece lazos con San Juan para la promoción de energía solar

En la previa a la X Expo San Juan minera 2024, la secretaria de Minería y Energía de Salta, Romina Sassarini, visitó la fábrica de paneles solares de la empresa Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE) a fin de fomentar el intercambio de conocimientos y la colaboración en proyectos futuros.

En el marco de la agenda de trabajo que la secretaria de Minería y Energía, Romina Sassarini desarrolló en la provincia de San Juan, la funcionaria visitó la fábrica de paneles solares de la empresa Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE).

El objetivo se centró en conocer de primera mano los avances y desarrollos tecnológicos que EPSE está implementando en el sector de la energía solar.

Al recorrer las instalaciones de la fábrica la funcionaria se interiorizó sobre los procesos de fabricación y los proyectos en curso. El gerente de Ingeniería, Lucas Estrada, y el encargado de la Planta, Sergio Salinas, brindaron los detalles del actual estado del proyecto y las perspectivas futuras durante la recorrida.

“Es notable el desarrollo de la provincia de San Juan en materia de energías renovables” expresó Sassarini, al tiempo que destacó la capacidad de producción de los módulos solares producidos.

Este encuentro permitió fortalecer los lazos entre la Secretaría de Minería y Energía de Salta y EPSE, fomentando el intercambio de conocimientos y la colaboración en proyectos futuros.

Con esta visita el Gobierno afianza el compromiso con el desarrollo de energías renovables y la innovación tecnológica en el sector energético.

La funcionaria fue acompañada por el coordinador de la Secretaría, Juan José Martínez,  ambos fueron recibidos por Graciela Balderramo, gerente administrativa; Gustavo Soria, director secretario; Matías Garcés, síndico de EPSE; Lucas Estrada, gerente de ingeniería y desarrollos; y Sergio Salinas, responsable de la fábrica de paneles solares.

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Gobierno de Colombia pospone nuevamente proceso de subasta de energía eólica costa afuera

El Gobierno de Colombia retrasó el miércoles por segunda vez la fecha para que las empresas se registren en la primera subasta de energía eólica costa afuera del país, llevando el límite al 27 de septiembre, informó la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

El plazo para que las empresas registraran su interés y presentaran los documentos necesarios para participar en la subasta fue fijado inicialmente para el 21 de febrero de este año, antes de retrasarse a mediados de ese mes hasta casi finales de junio.

La subasta de energía eólica mar adentro es parte de la estrategia del Gobierno del presidente Gustavo Petro, el primer líder izquierdista de Colombia, para alejar al país sudamericano de su dependencia de los combustibles fósiles garantizando al mismo tiempo la autosuficiencia energética.

Los bloques que pretende adjudicar Colombia se encuentran en zonas del Mar Caribe, cerca de los departamentos de Magdalena, Atlántico, Bolívar y Sucre.

Cada proyecto deberá ser mínimo de 200MW, anunció en diciembre el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho.

El Gobierno de Colombia tiene como objetivo alcanzar los 7 gigavatios de capacidad eólica marina en el 2040.

Con información de Reuters

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Tras el acuerdo con Geopark, Phoenix comenzó perforar un campo de petróleo no convencional en Río Negro

A través de su subsidiaria Kilwer, Phoenix Global Resources, que es controlada por Mercuria Energy, uno de los mayores traders de energía del planeta, comenzó en mayo la perforación de tres pozos horizontales en el área Confluencia Norte e inició así la tarea de deriskear —tal como se denomina en la jerga petrolera a los trabajos de conocer la productividad de un área no convencional— de la formación Vaca Muerta que se extiende hacia Río Negro.

Fuentes privadas confirmaron a EconoJournal que los trabajos comenzaron durante la primera semana de este mes en un primer pad donde la compañía planea completar la perforación de estos tres pozos horizontales que conforman la fase piloto del desarrollo del bloque. Si bien los resultados se conocerán dentro de los próximos dos meses, el objetivo del proyecto es alcanzar a mediano plazo un plateau de producción de 70.000 barriles diarios de petróleo en conjunto con la oferta proveniente del área Mata Mora, en Neuquén.

El permiso exploratorio del área Confluencia Norte había sido adjudicado a Kilwer en julio del año pasado por el gobierno de la provincia de Río Negro, momento en el que también se le adjudicó Confluencia Sur. En el caso de Confluencia Norte, se trata de un área de 104 kilómetros cuadrados de superficie, mientras que Confluencia Sur se extiende por 168 Km2.

Alianza estratégica

Este desarrollo en el lado rionegrino de Vaca Muerta se da justo después de que Phoenix Global Resources concretara una alianza con Geopark, una de las principales petroleras independientes de Latinoamérica, para la adquisición de una participación no operada en cuatro bloques adyacentes no convencionales en la cuenca Neuquina. El acuerdo entre ambas compañías había sido adelantado en exclusiva por este medio a principios de abril.

La participación de Geopark finalmente se concretó a través de un 45% en el bloque Mata Mora Norte y en el bloque exploratorio Mata Mora Sur, localizados en Neuquén, y en una participación del 50% en los bloques exploratorios Confluencia Norte y Confluencia Sur, en la provincia de Río Negro. La transacción es por más de 320 millones de dólares y se completaría durante el tercer trimestre de 2024.

Desde Geopark estiman que la superficie exploratoria agregue 200 locaciones brutas de perforación: “La producción de los activos exploratorios puede alcanzar 15.000 a 20.000 barriles diarios equivalentes brutos para 2028, sujeto a éxito exploratorio”, afirmaron en un comunicado.

Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix, había adelantado durante el evento Vaca Muerta Insights en abril que para este año la compañía invertirá 270 millones de dólares con el objetivo de consolidar un hub de produción con Mata Mora Norte y Confluencia Norte. En tanto, para 2025 planean contruir una nueva planta que le permitirá tratar 40 mil barriles diarios en Mata Mora.

“Una vez que esté la capacidad de evacuación en los proyectos de midstream, vamos a perforar el segundo rig que nos va a llevar un plateau de producción de un escenario mínimo de desarrollo de unos 30 mil barriles entre Mata Mora Norte y la zona norte de Confluencia. Si las condiciones del país son las necesarias, podemos llegar a 70 mil barriles en ese hub”, dijo.

En relación a la licitación por la cual Phoenix obtuvo la licencia para explorar Confluencia Norte, Bizzotto aseguró que fue un proceso “bastante competitivo. Obtuvimos la licencia y ya estamos moviendo los equipos de perforación para el primer pad de tres pozos horizontales donde tenemos expectativas muy buenas. Creemos que vamos a tener muy buena productividad”, auguró.

Los buenos pronósticos de la empresa también se basan en la experiencia obtenida en Mata Mora Norte, donde en 12 meses logró alcanzar los 10 mil barriles diarios.

Buenas expectativas en Río Negro

En relación a Confluencia Norte, la secretaria de Energía de Río Negro, Andrea Confini, aseguró en conversación con Econojournal que “Phoenix ya empezó a perforar y estamos esperando que vayan avanzando para ver los primeros resultados. Hay muchas expectativas porque hasta ahora la frontera sobre Río Negro ha dado buenos frutos, lo que es un aliciente”.

En cuanto a las características de la formación Vaca Muerta en Río Negro sostuvo que vienen siendo estudiadas por el área técnica de la Secretaría de Hidrocarburos desde varios años. En el caso del área Entre Lomas, desde el gobierno rionegrino destacaron que tuvo una significativa productividad.

Además, resaltaron la expansión que tuvo hacia el este Vaca Muerta con los desarrollos de Sierras Blancas, Mata Mora Norte y Coirón Amargo suroeste, lo cual aumenta las expectativas por el futuro de Confluencia Norte.

, Laura Hevia

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Entre Ríos: Frigerio participó de la inauguración del parque solar fotovoltaico en Pueblo Liebig

El gobernador Rogelio Frigerio participó de la inauguración del Parque Solar Fotovoltaico de Las Camelias en Pueblo Liebig, Colón. “Este es un ejemplo de lo que podemos ser y hay que ponerlo en valor”, sostuvo el mandatario.

“Soy un gran defensor e impulsor de la energía y para mí la energía es sinónimo de desarrollo”, dijo el gobernador en su discurso, tras agradecer a la familia Marsó y Las Camelias por la invitación y la inversión puesta en energía renovable.

Al hacer referencia a la concreción de proyectos de energías renovables, aseguró que “vamos a estar apoyando, vamos a estar peleando con Nación para que nos den las normas que hacen falta para que esto se siga desenvolviendo de la mejor manera”.

“Estas son de las buenas noticias que podemos mostrar”, dijo respecto a la inauguración y agregó que “nos ponemos del lado de nuestro sector privado, de los que invierten, de los que generan empleo, de los únicos capaces de impulsar el verdadero desarrollo sustentable en la provincia. En mí y en mi equipo tienen un aliado, cuenten con nosotros”.

Luego subrayó que “esta inversión que hace la familia de Las Camelias a mí me llena de emoción y me impulsa a seguir dando la pelea por lo que considero que es válido, que es básicamente generar condiciones de trabajo formal y de calidad para nuestra gente, esa es la forma en la cual vamos a salir adelante”.

“Estamos trabajando para que Entre Ríos desarrolle todo el potencial energético, generando condiciones que atraigan inversiones en energías renovables”, concluyó.

Participaron de la inauguración la vicegobernadora Alicia Aluani; la ministra Desarrollo Humano, Verónica Berisso; el intendente de Pueblo Liebig, Julio Pintos; el presidente de Las Camelias, Raúl Marsó; la secretaria de Energía, Noelia Zapata; el secretario de Agricultura y Ganadería, Raul Boc-ho; la secretaria de Industria, Victoria Giarrizzo; el diputado Mauro Godein; y el senador Ramiro Favre.

Por su parte, el intendente Julio Pintos agradeció la presencia del mandatario y felicitó a la familia Marsó “por esta gran apuesta, que ha venido haciendo durante muchos años en que hemos venido trabajando también en conjunto. Ello hace de esto una gran obra, no solamente en lo que significa el tema ecológico, sino también en lo que hace a la energía renovable”, valoró.

En tanto, el presidente de Las Camelias, Raúl Marsó, agradeció la visita del gobernador y dijo creer “en lo que hacemos, en que la avicultura es una gran fuente de ingresos para nuestras familias, para los que están trabajando, pero también para la provincia”. Y resaltó: “Debemos ser y seguir siendo competitivos, estos proyectos van de la mano de este tipo de acciones que queremos hacer”.

Sobre el parque

El parque está compuesto por 550 paneles solares que producen el equivalente al 80 por ciento de la demanda de energía básica, colocándolos a la vanguardia en temas de energías renovables y permitiéndoles producir más con mayor eficiencia y sostenibilidad.

Además, cuenta con un sistema que permite monitorear en todo momento y en forma remota cómo está operando, pudiendo conocerse cuánta energía genera y utiliza la planta y cuánto disminuye la emisión de gas efecto invernadero entre otros datos relevantes.

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Falta de gas: el Gobierno aplica cortes y confirma cuáles son las ciudades más complicadas en Provincia

El gobierno nacional activó los cortes de gas a la industria para intentar evitar un apagón en el suministro domiciliario, ante los problemas de abastecimiento que se vienen registrando en varios puntos de país, situación que en la provincia de Buenos Aires tiene epicentro en las ciudades de Mar del Plata y La Plata.

El Energas, que declaró el estado de “pre emergencia”, envió una nota a las distribuidoras y transportistas de gas para garantizar el suministro a los usuarios residenciales, lo que técnicamente se conoce como “demanda prioritaria”, lo que extendió los cortes desde la estaciones de GNC hasta las industrias.

La zona más crítica en territorio bonaerense hasta ahora es La Plata, donde se registraron colas de más de un kilómetro para cargar GNC ya que en la ciudad solo cinco establecimientos tienen contratos “en firme”, es decir no interrumpibles. En Mar del Plata dos tercios de las estaciones tienen este tipo de contratos.

En los últimos días, las distribuidoras también comenzaron a cortar el gas a las industrias con contratos interrumpibles y también a aquellas con contratos “firmes, pero con ventana”. Es decir, la distribuidora les puede cortar hasta cierto volumen de metros cúbicos de gas por cierto plazo de tiempo, durante el periodo de bajas temperaturas, que se extiende de mayo a septiembre, y luego de haber cortado el gas a los interrumpibles.

En particular, quedaron afectadas empresas del sector textil, bebidas, maderas y de cerámicas.

“Todavía no se ha llegado el corte de gas a los usuarios con contratos firmes puros”, dijeron en el Gobierno, lo cual significaría llegar a un estado de Emergencia, un paso más respecto de la emergencia declarada hasta ahora.

La llegada de la ola de frío, que el gobierno esperaba recién para junio, puso en evidencia la falta de terminación del gasoducto Néstor Kirchner, al que le falta instalar plantas compresoras. Según un portal especializado en temas energéticos, eso ocurrió porque el gobierno no ejecutó partidas por entre 14 y 40 millones de dólares en el marco del ajuste fiscal. Pero ahora, en medio del cuello de botella con la provisión, debió comprar combustible líquido al exterior por entre 500 y 500 millones de dólares para reemplazar el gas faltante. 

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El Gobierno reactivó la empresa pública Enarsa para la reversión del gasoducto norte

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) autorizó a Energía Argentina S.A. (Enarsa) y Transportadora de Gas del Norte S.A. (TGN) a iniciar el demorado proyecto de “reversión” del Gasoducto norte. De esta manera, la firma pública deberá garantizar la seguridad operativa y el mantenimiento del gasoducto y TGN será responsable del control y habilitación de las obras.

Se trata del proyecto de obra que posibilitará el transporte en sentido inverso del “Sistema Norte” de hasta 19 MMm3/d, permitiendo así la bidireccionalidad del flujo de gas“aportando versatilidad y garantizando el abastecimiento en la dirección en la que sea requerida”.

Por su parte, el interventor del Enargas, Carlos Alberto María Casares, firmó la Resolución 233/2024 que habilita a la empresa pública Enarsa a extender el sistema de transporte de gas natural desde la Planta Compresora “La Carlota” hasta la Planta Compresora “Tío Pujio”.

Según indica la resolución, publicada esta jornada en el Boletín oficial, también autoriza la construcción de cañería paralela al Gasoducto Norte y adecuaciones en las plantas compresoras “La Carlota”, “Tío Pujio”, “Ferreyra”, “Dean Funes”, “Lavalle” y “Lumbreras” para revertir el flujo del gasoducto.

Nicolás Posse designó a un ecuatoriano para comtrolar la obra pública

Por otra parte, el Gobierno nacional designó a Jonhatan Paul Vasco Colcha, de nacionalidad ecuatoriana, como Director Nacional de Contrataciones de Obra Pública, Registro de Constructores y Firmas Consultoras de la Jefatura de Gabinete de Ministros.

Esta designación fue formalizada a través de la Decisión Administrativa 411/2024 y se tomó en virtud de la excepción otorgada al requisito de nacionalidad para el ingreso a la Administración Pública Nacional, debido a las cualificaciones del señor Vasco Colcha.

El nombramiento no implicará la asignación de recursos extraordinarios y se realizó bajo la normativa vigente que permite al jefe de Gabinete, Nicolás Posse, efectuar este tipo de designaciones en cargos vacantes y financiados presupuestariamente.

La Dirección General de Asuntos Jurídicos de la Jefatura de Gabinete intervino en la decisión, que se enmarca en las disposiciones de la Constitución Nacional y diversas leyes y decretos relacionados con la organización y administración pública.

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La ola polar anticipada y el freno a la obra pública complican más de lo previsto la provisión de gas

La ola polar que cubre la Argentina y provoca temperatura bajo cero disparó la demanda de gas y provocó que el Gobierno interrumpa el servicio al sector industrial y a las estaciones de GNC.

En este escenario, Cammesa licitó de urgencia la compra de 12 cargamentos de fueloil y gasoil para hacer frente al mayor consumo de gas. 

Pero especialistas advierten que parte de ese faltante podría haber sido cubierto si el gobierno hubiese terminado la construcción de las plantas compresoras del gasoducto Néstor Kirchner. 

El freno a la obra pública demoró los trabajos y ahora deberán desembolsarse en junio unos 500 millones de dólares adicionales para hacer frente a la mayor demanda.

El Gasoducto Néstor Kirchner transporta 11 millones de metros cúbicos de gas por día (m3/d), pero si las plantas comprensoras de Tratayén, Salliqueló y Mercedes estuviesen en funcionamiento la capacidad ya se hubiese ampliado a 22 millones. 

Si se hubiesen girado los fondos cuando correspondía las plantas estarían terminadas y la capacidad de transporte del gas proveniente de Vaca Muerta se hubiese duplicado.

La planta compresora de Tratayén, a cargo de Sacde, podría entrar en funcionamiento a mediados de junio, lo que permitiría inyectar 5 millones de m3 diarios adicionales al sistema.

Eso representaría un ahorro de hasta 350 millones de dólares por año en sustitución de combustibles líquidos e importación de GNL. 

En tanto, la planta de Salliqueló, que está construyendo Contreras, recién estaría lista en septiembre, mientras que la planta de Mercedes está demorada.

La demora se explica fundamentalmente porque durante los primeros meses de gobierno Enarsa dejó de pagarle a las constructoras que están a cargo de las obras. 

Le adeuda 30 millones de dólares a Sacde y 10 millones a Contreras, lo que forzó a ambas empresas a trabajar por debajo de su capacidad. 

Si la empresa estatal hubiese pagado en tiempo y forma ambos proyectos ya estarían terminados. 

La deuda que arrastra el gobierno nacional llega a 40 millones de dólares, pero la decisión de no pagar lo fuerza ahora a desembolsar 500 millones, cuando con el gasoducto a full podría a haber necesitado importar, pero por menos de la mitad de ese valor.

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Milei y Caputo participarán de la décima edición del Latam Economic Forum

El Latam Economic Forum, el tradicional evento con foco en economía y finanzas, cumple diez años y gracias a su crecimiento se muda en esta oportunidad al Goldencenter, salón ubicado dentro del predio de Parque Norte, con capacidad para más de 1500 personas.

El encuentro, organizado por la consultora Research for Traders, y Scitus Finances, bajo la consigna “Dónde estamos hacia dónde vamos”, contará con la presencia del presidente de la Nación, Javier Milei, y el ministro de Economía, Luis Caputo. Además los presentes escucharán las disertaciones del analista político y ex presidente del Banco Provincia Gustavo Marangoni, la escritora catalana Pilar Rahola, el economista Ricardo Arriazu, el analista económico Damián Di Pace, el director ejecutivo de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA), Claudio Zuchovicki,y especialista en mercados de capitales y director de Research for Traders, Darío Epstein.

Martín Redrado, Marina Dal Poggetto, Diana Mondino y Augusto Darget en la 9na edición del Latam Economic Forum (Prensa LEF).

El Latam Economic Forum busca generar un espacio de reflexión y análisis sobre temas económicos y políticos de actualidad y principalmente como vehículo de lograr impacto social a través de lo recaudado en cada edición. Tanto los oradores, generalmente políticos, economistas, analistas, periodistas y otros referentes, son ad honorem.

El evento es a beneficio y las entradas, que funcionan como bono colaboración, se pueden adquirir online con un costo de $75.000.  La Fundación de Acción Social Jabad es co-organizadora del evento y destina lo recaudado a financiar parte de sus proyectos, cuyo objetivo es brindar ayuda social a la población más vulnerable de la comunidad judía en Argentina. En cada edición, se selecciona a otra organización con fines sociales para sumarse como beneficiaria: este año participa nuevamente la Cooperadora del Hospital de Niños Dr. Ricardo Gutiérrez, que colabora de manera activa desde 1956 con la misión de generar y administrar fondos para mejorar la atención de las niñas, niños, adolescentes y sus familias como así también para dar respuesta a las necesidades médicas y al avance tecnológico en la atención pediátrica y progreso permanente del Hospital.

“Es verdaderamente sorprendente darnos cuenta que esta es la décima edición de este foro a total beneficio. Todavía recordamos cuando Darío Epstein dijo, con total convicción: Yo puedo hacer algo. Lo que primero fue un  sueño, se transformó en idea, luego en proyecto y finalmente en un hecho concreto de pura adrenalina solidaria. En todos estos años cientos de personas se vieron beneficiadas con semejante evento”, expresó el director de la Oficina de Desarrollo de Jabad Argentina, Alejandro Altman.

¿Cómo comprar tu entrada? Ingresá a este link.

Gracias al aporte de los oradores, los sponsors y los participantes se reúnen los fondos a total beneficio de La Fundación de Acción Social de Jabad y la Cooperadora del Hospital de Niños.

, Redaccion EconoJournal

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Generadoras se preparan para ofertar en la licitación de 500 MW renovables en Panamá

Panamá avanza en el proceso de Licitación LPI Nº ETESA 01-24 para la contratación a largo plazo de Potencia Firme y Energía, su primera convocatoria exclusiva para centrales de generación renovable. 

Más de 100 empresas generadoras que adquirieron los pliegos de cargos fueron convocadas por la Empresa de Transmisión Eléctrica S. A. (ETESA) para participar de una capacitación en la antesala de la presentación de ofertas. 

Desde la estatal calculan que asistirán en el orden de 250 profesionales (2 o 3 personas por empresa). Por lo que, esta instancia de preparación, que se llevará a cabo en las oficinas de ETESA, se dividirá en 6 cursos, uno por la mañana y otro por la tarde de los días 29, 30 y 31 de mayo. 

El equipo de Quantum America estará presente para despejar todas las dudas que pudieran existir sobre el funcionamiento del modelo y el software Optime, que será utilizado para la evaluación de ofertas. 

“¿Cómo el software minimiza el costo total de compra? ¿Cuáles son las restricciones que aplican? ¿Cómo cargar una oferta? ¿Cómo hacer las simulaciones? Son algunas de las preguntas que responderemos”, indicó Julián Nobrega, gerente de proyectos de Quantum America

Al respecto es preciso aclarar que, si bien esta licitación será a una sola ronda a sobre cerrado y a entregar en físico el día 27 de junio, los participantes deberán cargar la información previamente de manera digital.

Distinto a convocatorias previas, para la Licitación LPI Nº ETESA 01-24 en la oferta técnica se deberá aclarar el tipo de contrato, el perfil ofertado -en caso de que oferten con perfil-, potencia mínima y máxima, si están dispuestos a ofrecer flexibilidad de contratación y el plazo de inicio; en tanto que, en la oferta económica, contemplar que el precio debe tener una desagregación mensual y anual del periodo para el que se está concursando. 

Un detalle no menor es que aún resta que autoridades panameñas aclaren la metodología y criterios de evaluación de las ofertas a adjudicar. Esta semana será clave para tener definiciones sobre ese tema central.  

Por el momento, se mantendría el requerimiento de 500 MW de potencia firme, para ofertas con tecnología hidro, solar o eólica con baterías; y, solo para energía en el orden de 444 MW como máximo, dependiendo el mes en el que oferten las centrales renovables nuevas o existentes, a las que en este caso no se les exigirá hibridación con baterías.  

Plantean adendas y prórrogas para la licitación de 500 MW renovables en Panamá

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República Dominicana se prepara para el ingreso de 700 MW solares durante este 2024

República Dominicana podría experimentar un hito significativo en el sector energético con una incorporación récord de energía solar a lo largo de este año 2024.

Este rápido crecimiento permitiría al país avanzar en sus compromisos de transición hacia energías renovables, pero también lo harían atravesar desafíos cruciales que deben ser abordados en el corto plazo para mantener la estabilidad y eficiencia del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).

“Estos últimos 10 años, si los vemos en términos de generación renovable variable, teníamos cero eólica y cero solar. Actualmente, tenemos 425 MW en energía eólica y 700 MW en energía solar funcionando en el sistema”, introdujo Manuel López San Pablo, gerente general del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional (OC).

Durante su intervención en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, Manuel López San Pablo advirtió que esas cifras darán un gran salto en los próximos meses por el volumen de proyectos en construcción que se interconectarán al SENI: “De acuerdo a los datos que recibimos, 700 MW de solares entran en este año”, subrayó.

Recordando que en el primer trimestre del año, la generación de energía renovable alcanzó un pico significativo, llegando a producir simultáneamente desde 1000 MW reales con solar y eólica, el referente del OC destacó que primeramente la presencia de fuentes renovables variables repercuten positivamente en lo medioambiental y económico.

“Se estaba supliendo el 40% con energías renovables variables desde las 10 am a las 3pm. Eso deprimió los costos de los precios marginales”, resaltó.

Sin embargo, observó que el aumento de la generación renovable también trae consigo complicaciones operativas. Considerando que hay horarios y días de la semana en los que se produce desde 1000 MW reales, aparecen retos en la infraestructura de red y regulación de frecuencia que los han llevado a enfrentar restricciones operativas y vertimientos.

La estabilidad del sistema es prioridad para el OC. Cuando la integración de una gran cantidad de energía renovable genera inestabilidad en la regulación de frecuencia, el operador argumenta verse obligado a aumentar los márgenes de reserva de las energías convencionales.

“A veces se tiene que restringir la energía renovable. Hemos llegado al curtailment, sí hemos llegado al curtailment”, reconoció López San Pablo.

Las rampas de subida y bajada de la energía solar son otro aspecto crucial analizado por el referente del OC: “Viene una nube y realmente acá en el país es curioso y los parques solares bajan en 2 minutos aproximadamente 150 MW”, detalló Manuel López San Pablo.

Para atender esta variabilidad el operador requeriría más energía de respaldo, que por el momento la está encontrando en térmicas con capacidad disponible, y se espera que las soluciones de almacenamiento en baterías lleguen como complemento de renovables y como servicio para evitar la pérdida de capacidad operativa.

Visto aquello, el gerente general del OC hizo un llamado a los inversionistas privados para que participen activamente en la discusión y solución de estos desafíos. “Necesitamos discutir estos temas y tener el apoyo de cada uno de ustedes para que este mercado siga evolucionando principalmente a las metas porque esto es ahora”, concluyó ante un auditorio de más de 400 profesionales del sector energético renovable en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en República Dominicana.

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Aggreko solicita regulación que incentive las baterías para servicios auxiliares en el Caribe

En el marco de la creciente demanda energética potenciada por los efectos del cambio climático, crece el interés de países latinoamericanos por incorporar las renovables para diversificar su matriz energética.

Teniendo en cuenta las intermitencias de estas tecnologías, los sistemas de almacenamiento actúan como aliados para dar estabilidad a la red y garantizar el servicio de manera confiable.

Bajo esta premisa, en una reciente entrevista con Energía Estratégica en el marco del Future Energy Summit, María Esparza, gerente de Desarrollo de Negocios de Aggreko, empresa líder en soluciones de energía, destacó la urgente necesidad de regulaciones que impulsen la adopción de baterías para servicios auxiliares en países del Caribe, donde los racionamientos de energía son cada vez más frecuentes. 

“La incorporación de baterías es vista como una solución esencial para gestionar la intermitencia de las energías renovables en las redes eléctricas. Sin embargo, a pesar de la disminución de los costos tecnológicos, la implementación de baterías no es financieramente viable sin el apoyo adecuado de la regulación”, afirmó.

Por ello, resaltó la necesidad de avances normativos en varios países del Caribe y América Latina: “La regulación de baterías para servicios auxiliares es fundamental para atraer inversiones. Sin una forma clara de monetizar la energía almacenada, los inversionistas se muestran reticentes”. 

De acuerdo a la experta, está necesidad está siendo contemplada por actores públicos y privados y países como Guatemala, Panamá, Costa Rica, Colombia, y República Dominicana están en diferentes etapas de desarrollo de sus marcos regulatorios para el almacenamiento de energía. 

“Aggreko espera que hacia finales de 2024 se establezcan regulaciones claras en todos estos países, lo que permitiría una participación más amplia en el mercado de servicios auxiliares y almacenamiento”, aseguró.

Asimismo, subrayó la importancia de brindar seguridad jurídica para los proyectos a largo plazo, garantizando que los acuerdos de 20 años se mantengan a lo largo de la vida del proyecto, sin verse afectados por cambios gubernamentales o de políticas energéticas.

Crecimiento del autoconsumo y el mercado de utilities

Al analizar el mercado latinoamericano, Esparza subrayó el notable incremento del autoconsumo, especialmente en el Caribe, impulsado por las elevadas tarifas eléctricas. 

“Cada vez más usuarios están optando por instalar paneles solares, encontrando en la autogeneración una alternativa más económica a la energía de la red. Panamá, en particular, se destaca por sus incentivos fiscales y financieros que fomentan el autoconsumo en todos los niveles, desde residencial hasta comercial e industrial”, enfatizó.

A su vez, reveló que el mercado de utilities también muestra un crecimiento constante debido a la creciente demanda de energía. En este sentido, Aggreko aspira a aumentar su participación en este mercado en expansión, aprovechando las oportunidades que surgen con las necesidades energéticas en la región.

Novedades y expansión de la compañía

En línea con este aumento de tecnologías renovables, Esparza señaló que 2023 fue un año muy positivo para Aggreko, con un crecimiento de dos dígitos en los últimos dos años. 

Según la experta, la empresa ha logrado consolidar una capacidad instalada considerable en la región, lo que les ha permitido fortalecer su reputación y expandir sus operaciones en Centroamérica, el Caribe y otras partes de América. Para 2024, las expectativas se centran en mantener este ritmo de crecimiento de manera sostenible, continuando con el apoyo a sus clientes en diversas geografías.

“Aggreko está en una posición sólida para liderar proyectos 100% renovables e híbridos, tanto para emergencias como a largo plazo mediante acuerdos de compra de energía (PPAs). La reciente adquisición de una compañía de sistemas solares en África y Reino Unido, junto con acuerdos globales con fabricantes de tecnologías solares, ha fortalecido su capacidad para desarrollar proyectos solares en la región”, aseguró.

Además, la ejecutiva anunció que la compañía está trabajando fuertemente en proyectos solares y de almacenamiento tanto propios como de sus clientes y que busca incursionar en el sector de energías eólicas. Esta diversificación tecnológica posiciona a la empresa como un actor clave en la transición energética de la región.

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ENARGAS precisó responsabilidades de ENARSA y de TGN en la reversión del Gasoducto Norte

En el marco del proyecto de Reversión del Gasoducto Norte, el Ente Nacional Regulador ENARGAS autorizó a Energía Argentina S.A. (ENARSA) -en base a la Ley 24.076-, “a extender el sistema de transporte de gas natural e iniciar la construcción de un gasoducto desde las inmediaciones de la Planta Compresora “La Carlota” del Gasoducto Centro Oeste, hasta las inmediaciones de la Planta Compresora “Tío Pujio” sobre el Gasoducto Norte, en el marco del Programa “Transport.Ar Producción Nacional”.

También a través de la Resolución 233/2024 publicada en el Boletín Oficial, el ENARGAS autorizó a ENARSA y a Tansportadora de Gas del Norte (TGN) a “iniciar la construcción de cañería paralela al Gasoducto Norte, entre las Plantas Compresoras “Tío Pujio” y “Ferreyra”, y a ejecutar las obras necesarias en las Plantas Compresoras “La Carlota”, “Tío Pujio”, “Ferreyra”, “Dean Funes”, “Lavalle” y “Lumbreras”, a fin de revertir el flujo y la inyección del gas.

Con la firma del interventor Carlos Casares, el Ente Regulador dispuso además que ENARSA, en su carácter de propietaria del gasoducto cuya construcción se autoriza, estará sujeta a las disposiciones de la Ley 24.076 (marco regulatorio) en cuanto a las pautas para la Administración del Despacho, los Estándares de Calidad aplicables, y demás resoluciones y disposiciones del ENARGAS; sin perjuicio de las obligaciones a cargo de TGN conforme el contrato de operación y mantenimiento (del nuevo gasoducto) que suscriba con ENARSA.

Esta empresa, en su rol de prestador del servicio de transporte a través del nuevo ducto deberá asegurar y garantizar que se encuentra operando en condición segura y con adecuado mantenimiento.

Por otra parte, el Ente Regulador dispuso que TGN, en su carácter de Licenciataria de los gasoductos Norte y Centro Oeste, “y en ejercicio de su deber de policía técnica de seguridad, será responsable del control y habilitación de las obras que se aprueban, sin perjuicio de las obligaciones y responsabilidades que le corresponden en virtud del contrato de operación y mantenimiento a celebrar con ENARSA”.

El ENARGAS ordenó a ENARSA que le presente el Acuerdo Definitivo (entre esa empresa y TGN), una vez que el mismo se encuentre suscripto, y señaló que “se considerarán nulas de pleno derecho aquellas cláusulas contractuales que se contradigan con las disposiciones del Marco Regulatorio de la Industria del Gas y la normativa dictada en su consecuencia”.

En los considerandos de la resolución se puntualiza que “ENARSA y TGN, mediante nota del 26 de abril de 2024, remitieron información técnica y ambiental actualizada con el alcance definitivo del proyecto denominado “REVERSION DEL SISTEMA NORTE”.

Se trata de un proyecto diseñado y anunciado por el gobierno anterior, y que se procuraba ejecutar desde principios de este año de manera de intentar concluirlo en el ahora inminente invierno, lo que no ocurrirá.

Lo dejó con financiamiento parcial a través de un crédito del CAF. Hasta ahora se licitaron y adjudicaron las obras, y también la provisión de los caños, que ya estan llegando a los frentes de obra.

Será para llegar Noroeste del país con gas natural producido en Vaca Muerta y reemplazar los cada vez menores volúmenes de gas que Bolivia viene proveyendo a esa región, ya que han mermado sus reservas propias.

Incluso, esta contempalda la posibilidad de llegar con el gas argentino a la propia Bolivia, y a Brasil, utilizando la infraestructura de ductos que van desde Bolivia hasta San Pablo.

ENARSA y TGN informaron que dicho proyecto comprende: La construcción de 122 km de cañería de 36” desde el predio de la planta compresora La Carlota hasta el predio de la planta compresora Tío Pujio, lo que permitirá interconectar los sistemas de transporte Norte y Centro Oeste de TGN.

Además, La instalación de 62 km de loop de 30” al norte de la Planta Compresora Tío Pujio; y las adecuaciones necesarias en las plantas compresoras La Carlota, Tío Pujio, Ferreyra, Dean Funes, Lavalle y Lumbreras para la reversión de flujo del Gasoducto Norte.

En su presentación, y entre otros aspectos, ENARSA y TGN manifestaron que “el Proyecto de ‘REVERSIÓN DEL SISTEMA NORTE’ es una obra que posibilitará el transporte en sentido inverso del Sistema Norte de hasta 19 MMm3/d, permitiendo así la bidireccionalidad del flujo de gas, aportando versatilidad al sistema, garantizando el abastecimiento en la dirección en la que sea requerida y dotando al mismo de mayor confiabilidad y seguridad”.

El ENARGAS hace hincapié en que “según lo descripto, sólo el nuevo gasoducto de interconexión de 122 km configuraría una extensión del sistema licenciado de TGN, cuya construcción está a cargo de ENARSA (por expresa indicación del PODER EJECUTIVO NACIONAL y de la SECRETARÍA DE ENERGÍA), y quien a su vez contrataría un servicio de operación y mantenimiento de dicho gasoducto a TGN”.

“Por otra parte, los loops y las adecuaciones sobre las plantas compresoras configurarían una ampliación del sistema de transporte existente, que actualmente ya es operado por la Licenciataria”, añade.

“En razón de ello, si bien esta Autoridad Regulatoria entiende que el proyecto presentado comprende todas las obras indicadas anteriormente, y que este Organismo es el competente para autorizar su inicio (según lo dispuesto en la Ley 24.076), se estima pertinente hacer la distinción entre ambas”, señala el Organismo regulador.

Y agrega que ello “en atención a que se trata de obras de distinta naturaleza que podrían implicar o derivar a posteriori en un análisis diverso de las cuestiones económicas-tarifarias, de asignación de capacidad, entre otras”.

ENARSA y TGN agregaron en su presentación ante el Ente que “la obra de Reversión no representa un incremento de capacidad firme desde cuenca, sino que fue diseñada para el abastecimiento de la demanda actualmente conectada al Gasoducto Norte desde el sur, constituyendo una obra de confiabilidad para el sistema, fortaleciendo la conexión de la zona Centro Norte con Litoral y GBA, brindando un respaldo de capacidad y suministro, y ampliando las opciones de operación y las posibilidades de resolver potenciales dificultades de transporte”.

Así, mediante un swap de volúmenes con el gasoducto Centro Oeste, “permitirán transportar desde San Jerónimo hasta la zona Centro Norte 19 MMm3/d y dotarán de mayor confiabilidad y flexibilidad operativa a la capacidad de transporte existente desde Centro Norte hacia las zonas de Tucumán y Salta”.

La Resolución 233 describe que “el proyecto presentado busca satisfacer los siguientes objetivos de suministro: Asegurar el abastecimiento de los consumidores de las zonas de distribución servidas por el gasoducto Norte, así como la generación termoeléctrica necesaria para la seguridad de suministro local.

También, permitir el despacho de las usinas termoeléctricas eficientes conectadas al gasoducto, que en su mayoría carecen de combustible alternativo, y cuyo despacho es necesario para asegurar el suministro eléctrico regional.

Además, se busca “sentar las bases para una expansión que permita el crecimiento de la demanda zonal, considerando tanto el crecimiento vegetativo como el desarrollo de la minería en la región de la Puna y la potencial exportación a Brasil, Bolivia, y al norte de Chile”.

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El gobierno de Brasil puso a consulta pública las subastas de energías renovables para este año

El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil puso a consulta pública los avisos de las Subasta de Compra de Energía Eléctrica a Empresas de Nueva Generación (popularmente conocidas como Subastas de Energías Nuevas – LEN), denominadas “A -4” y “A-6” del 2024. 

La aportes a la consulta pública se podrán enviar hasta el 3 de junio de 2024 y las convocatorias están previstas a realizarse de manera secuencial en el mes de diciembre del corriente año, que tendrán el objetivo de proporcionar crecimiento del mercado para los distribuidores del Sistema Interconectado Nacional (SIN) de Brasil para 2028 y 2030, respectivamente.

En la LEN “A-4” podrán participar proyectos eólicos, solares, termoeléctricas con costo variable unitario cero, y centrales hidroeléctricas mayores a 5 MW y de hasta 50 MW de capacidad, mediante parques nuevos o la ampliación de plantas de generación existentes y soluciones híbridas, con un plazo de suministro de 15 años.

Mientras que en la Subasta de Energía Nueva “A-6” se negociarán dos tipos de suministro: El primero con los mismos proyectos de la LEN A-4, exceptuando a las centrales hidroeléctricas de hasta 50 MW de potencia. 

¿Por qué? Dicha tecnología tendría un apartado exclusivo para contratación en modalidad cantidad, con un plazo de suministro de 20 años, en cumplimiento de la Ley N° 14.182/2021.

Además, se deberá negociar al menos el 30% de la energía calificada de los proyectos de generación; sumado a que en el caso de las centrales hidroeléctricas tendrán la particularidad de que los contratos establecerán la posibilidad de rescisión si el proyecto se ve afectado por un uso óptimo del curso de agua que comprometa el suministro de los lotes de energía contratados en la subasta.

Por otro lado, no podrán participar en las licitaciones A-4 y A-6 2024 aquellos proyectos híbridos con cambios en las características técnicas que resulten en la eliminación de una de las tecnologías de generación; como tampoco las centrales ganadoras de llamados regulados anteriores y que se encuentran en proceso de cambio de características técnicas, no aprobadas por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). 

Aunque quedan exentas del nuevo registro las empresas que se inscribieron en la Subasta de Energías Nuevas A-5 de 2022 para proyectos eólicos, solares fotovoltaicos, hidroeléctricos y termoeléctricos de biomasa o biogás.

Además, el Ministerio de Minas y Energía de Brasil finalmente presentó una metodología para definir la garantía física de las plantas híbridas con el fin de que las mismas participen en este tipo de convocatorias 

Más de dos años sin convocatorias

De concretarse, estas serán las primeras Subastas de Energía Nueva desde el regreso de Luiz Inácio “Lula” da Silva a la presidencia en Brasil, ya que, a lo largo de los últimos años no se llevaron a cabo producto de la baja demanda por parte de las distribuidoras. 

Incluso, durante los últimos meses de la gestión de Jair Bolsonaro se canceló la LEN A-6 del 2022 porque las distribuidoras de energía no declararon la necesidad de comprar energía eléctrica, como resultado de varias medidas en curso en aquel entonces, como por ejemplo la propuesta de apertura del mercado, la ampliación de la generación distribuida y el descuento de las usinas de Eletrobras.

Mientras que en 2023 (primer año del período actual de Lula), directamente no hubo llamados ni consultas públicas al respecto; por lo que desde el Ministerio de Minas y Energía indicaron que varios actores inciden negativamente y provocan el vaciamiento de estos procesos. 

“El primero que se puede destacar es el contexto de liberalización y apertura en el que se inserta el sector eléctrico brasileño. La apertura del mercado es un movimiento que se asocia a una mayor libertad económica de los agentes, ya que les permite elegir a sus proveedores de electricidad. El proceso aporta mayor libertad de elección a los consumidores, con el consiguiente aumento de competitividad, al permitir el acceso a proveedores distintos al distribuidor”, dice una nota técnica que es la base de la consulta pública.

Aún según el documento del MME, el libre mercado se viene consolidando como motor de expansión del sector eléctrico, dado que las plantas que no tienen contratos en el entorno regulado son responsables del 67% del parque en construcción, siendo el total en construcción de 15.435 MW en abril de 2024.

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Mercado Andino Regional: Colombia, Ecuador y Perú acuerdan intercambiar electricidad al 2026

La región andina de América del Sur, caracterizada por su diversidad geográfica y climática, enfrenta desafíos significativos en el suministro eléctrico debido a factores climáticos extremos como El Niño. Este fenómeno, que provoca variaciones extremas en las condiciones meteorológicas, afecta directamente la generación de energía, especialmente en países que dependen en gran medida de fuentes hidroeléctricas. En este contexto, los intercambios de electricidad entre países de la región se presentan como una solución estratégica para garantizar la estabilidad y seguridad energética.

Bajo esta premisa,  Bolivia, Colombia, Ecuador y Perú, aprobaron la Resolución que adopta los Reglamentos Operativo, Comercial y de la Designación y Funciones del Coordinador Regional para la implementación del Mercado Andino Eléctrico Regional.

De esta forma, se fijaron los lineamientos para que a partir del 1 de julio de 2026 se efectúen intercambios de electricidad entre dichas naciones. De ahora en más, la regulación deberá ser adaptada de acuerdo a la normativa en cada uno de los países firmantes, antes de esa fecha.

Según un comunicado de la Comunidad Andina (CAN),  la resolución aprobada establece las condiciones y procedimientos para la liquidación, facturación y pago de las transacciones internacionales de electricidad, el tipo de garantías financieras, la metodología de cálculo y el procedimiento para su implementación. También, se designaron las competencias del país que asume la función de Coordinador Regional.

Del evento en el que se firmó este convenio de integración eléctrica, participaron el Viceministro de Electricidad y Energías Renovables de Bolivia, Ronald Veizaga, el Ministro de Energía y Minas (e) de Ecuador, Roberto Luque, el Ministro de Energía y Minas de Perú, Rómulo Mucho, el Jefe de la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales del ministerio de Minas y Energía de Colombia, Juan Carlos Bedoya, el Secretario General de la CAN, embajador Gonzalo Gutiérrez, el director general de Transformación Productiva, Integración Física y Servicios, Diego Caicedo y como Observadores el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow y una delegación del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

Las autoridades consideraron que con la adopción de esta norma se marca un hito histórico en la Comunidad Andina, permite fortalecer la seguridad energética regional, promover el desarrollo sostenible e integrar los mercados energético de los países andinos.

Repercusión de las entidades del sector energético

Esta firma obtuvo el visto bueno de numerosas entidades e importantes players del sector que estaban esperando un convenio así desde hace años.

Una de ellas fue la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), quién destacó que esta iniciativa permitirá la transmisión de energía entre los tres países, aprovechando así los excedentes de generación que haya en cada mercado, lo cual puede redundar en beneficios económicos para los usuarios a través de tarifas más bajas.

En efecto, Omar Prias Caicedo, director de la CREG, dijo a través de un comunicado: “Estamos consolidando un esfuerzo de varios años que no solo beneficia la economía de nuestros países, sino que también garantiza un suministro de energía más estable y a menor costo para los usuarios”.

En el caso de Ecuador, Daniel Carrillo Nieto líder de proyectos Nepos Energy, destaca a Energía Estratégica: “Un fenómeno natural como El Niño pone en riesgo la seguridad energética de los países de la región y se necesita trabajar en la regulación para poder generar más acuerdos de integración que sean robustos y fuertes. Poder cooperar entre países vecinos es una solución necesaria y oportuna». 

Además, otros expertos del sector sugieren incluir la línea de transmisión de Loja-El Oro dentro del Plan de Expansión de la Transmisión PET, para aprovechar el mayor potencial energético del país (fotovoltaico y eólico), ubicado en la provincia de Loja y su cercanía en interconexión con Perú, por la provincia de El Oro.

En conclusión, distintos representantes del sector coincidieron en que la cooperación regional no solo proporciona una solución inmediata a las interrupciones causadas por estos eventos, sino que también fortalece la resiliencia del sistema energético, promoviendo un desarrollo sostenible y seguro para todos los países involucrados. La integración energética regional es, sin duda, una estrategia clave para enfrentar los desafíos climáticos del futuro.

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Coparmex presenta una estrategia para los apagones y propone «Luz Limpia para todos los Mexicanos»

En la Confederación Patronal de la República Mexicana (COPARMEX) presentamos la propuesta “Luz Limpia para Todos los Mexicanos” que tiene como objetivo asegurar que todos los mexicanos y las empresas cuenten con energía suficiente, limpia y a costos competitivos.

También propone fortalecer a la CFE a través de la colaboración entre el Gobierno y el sector privado; darle al país la mejor alternativa en términos ambientales con la adopción de múltiples fuentes de energía renovable que reduzcan la dependencia de una única fuente de energía; aprovechar el nearshoring para que lleguen nuevas inversiones, se abran más empresas y se creen más y mejores empleos.

En la presentación participaron el Presidente Nacional de COPARMEX, José Medina Mora Icaza; el Presidente de la Comisión Nacional de Energía, Carlos Aurelio Hernández y el Vicepresidente Nacional de la Sustentabilidad, Jorge Ramírez Hernández.

La propuesta “Luz Limpia para Todos los Mexicanos” forma parte del Acuerdo por un México con Desarrollo Inclusivo que impulsamos en COPARMEX y es producto de meses de análisis y deliberación con expertos y de 8 paneles realizados entre agosto y septiembre de 2023. Eso se tradujo en 8 líneas de trabajo, 31 propuestas específicas y 106 acciones.

Las principales metas son:

La reducción de la pobreza energética en México, con 550 mil personas que puedan tener garantizado el acceso a la energía eléctrica.
Inversión anual para transmisión y distribución de 9 mil millones de dólares, lo que en seis años representaría 54 mil millones.
Inversión para la generación en CFE y en empresas de energía limpia se tiene la meta de 12 mil 600 millones de dólares anuales, con una inversión de 75 mil 660 millones en seis años.
Captar 35 mil millones de dólares en Inversión Extranjera Directa en nuevas inversiones gracias al Nearshoring.

José Medina Mora afirmó que este plan: “es una apuesta por fortalecer los órganos reguladores autónomos, siempre en la colaboración entre el Gobierno y el sector privado, tenemos que tener este diálogo y este trabajo en conjunto. El que no haya energía suficiente, el que esto se traduzca en apagones y que hogares, trabajos, fábricas, escuelas y hospitales se queden sin la posibilidad de dar el servicio, es algo que nos afecta a todos los mexicanos. Nos parece que no debemos seguir sufriendo apagones porque esto es una pérdida para todo el país”.

Por su parte, Jorge Ramírez apuntó que este plan de trabajo está pensado en el beneficio de todos. “Es una propuesta que democratiza la generación eléctrica, propuestas democráticas que nos permitan tener un país que respete el medio ambiente, que busque utilizar los recursos naturales de manera adecuada, pero, sobre todo, que tengamos lo necesario para poder seguir creciendo, desarrollando y ser inclusivos en el país. Nuestro Modelo de Desarrollo Inclusivo busca, precisamente eso, garantizar que utilizando de manera responsable los recursos naturales con los que contamos, logremos empujar el desarrollo”.

Carlos Aurelio Hernández añadió que: “estamos en una situación en donde, de no afrontarlo de manera conjunta, pues vamos a ver cómo va creciendo esta situación de estrés en el mercado. Tenemos un inminente cambio climático, que todos estamos experimentando con las altas olas de calor y que nuestro sistema hoy debería de estar preparado para eso con las inversiones necesarias en generación. Lo que nos parece fundamental es privilegiar el diálogo técnico sobre lo ideológico y (…) poder sacar este gran reto que es nuestro Sistema Eléctrico Nacional y que todos los mexicanos puedan tener luz limpia y para todos sus hogares sin apagones y a precios accesibles”.

Cabe destacar que el Banco Mundial señaló que en 2010 las empresas en México perdieron el 3.4% de sus ventas por los cortes de electricidad. Un ejemplo del daño muy actual lo señala el Consejo Nacional de la Industria Maquiladora y Manufacturera de Exportación de México (Index), que declaró que, por cada hora sin electricidad, se estima la pérdida de alrededor de 200 millones de dólares

Con esta propuesta de “Luz Limpia para Todos los Mexicanos”, en COPARMEX pretendemos democratizar la generación eléctrica, porque no hay nada más incluyente que permitir que los hogares y que las micro y pequeñas empresas generen energía aprovechando, por ejemplo, sus techos para captar y aprovechar la energía solar.

Hacemos un llamado a los candidatos a la Presidencia para que incluyan estas propuestas en su gobierno y de la mano del empresariado, garanticemos el servicio eléctrico para todos los mexicanos.

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Unirac se une con S-5! en una alianza para impulsar el despliegue de energía solar en América Latina

Unirac, pionero en estructuras para energía solar, y S-5!, la autoridad líder en soluciones de fijación solar para techos metálicos, anunciaron un nuevo capítulo en su larga asociación el pasado mes de abril en el marco de Solar + Storage México en Guadalajara. Esta colaboración es un movimiento estratégico para simplificar procesos y superar barreras en el camino de la transición energética, facilitando las instalaciones solares.

La alianza abarca varias iniciativas clave que están destinadas a redefinir los estándares en la tecnología de montaje solar. Unirac ha extendido sus certificaciones UL 2703 para integrar las abrazaderas y soportes de S-5!, un requisito de cumplimiento crítico cada vez más demandado por las agencias de permisos. Esta certificación asegura que estas abrazaderas ahora están completamente aprobadas para su uso con el Sistema ASCENDER® y los sistemas SolarMount® de Unirac. Una lista completa de las abrazaderas certificadas de S-5! está disponible en los manuales de instalación de Unirac.

Además, la alianza está dando pasos significativos en la integración tecnológica. Unirac está trabajando activamente para incorporar las soluciones de S-5! en la herramienta de diseño U-Builder™ de Unirac. Esta integración promete simplificar el proceso de diseño de proyectos solares, haciéndola más eficiente y fácil de usar.

Chema Delgadillo, Gerente General de Unirac en América Latina (Latam), dice, “Creemos firmemente que la alineación entre S-5! y Unirac es una combinación perfecta, construida sobre una base de valores compartidos y colaboración innovadora, que asegura una experiencia  inigualable para el cliente y les llevará energía solar de la manera más eficiente, confiable y respetuosa con el medio ambiente.”

La alianza marca un avance significativo en abordar varias necesidades críticas dentro del sector de la energía solar. En primer lugar, asegura el cumplimiento de los nuevos requisitos para que los accesorios de fijación estén integrados en las certificaciones UL2703. Estos requisitos son cada vez más exigidos por las agencias de permisos. Este aspecto de su colaboración garantiza que sus sistemas no solo cumplan con estos estrictos estándares, sino que también proporcionen a los clientes la seguridad y el cumplimiento que necesitan.

“S-5! se destaca como el líder en soluciones de fijación para techos metálicos, con una gama completa de aplicaciones,” continúa Delgadillo. “Su destreza en ingeniería se alinea perfectamente con nuestros propios estándares, creando una combinación poderosa no solo en aspectos técnicos, sino también en los valores compartidos de nuestras culturas corporativas. Al adoptar prácticas sostenibles y cumplir con los códigos líderes de la industria, no solo estamos asegurando la longevidad de las instalaciones solares, sino también construyendo confianza y seguridad entre los clientes.”

Juan Carlos Fuentes, Director de Negocios Internacionales de S-5!, añade, “Estamos entusiasmados de llevar nuestra alianza con Unirac a un nuevo nivel, haciéndolo más fácil y eficiente para los diseños de los sistemas FV y los permisos que utilizan sus rieles y nuestras abrazaderas.” Continúa, “Siempre nos hemos esforzado por hacer los procesos de la foma más fácil posible para los instaladores y usuarios finales, proporcionando soporte y datos técnicos de clase mundial. Hemos trabajado con Unirac durante muchos años, por lo que esta asociación fue una elección natural tanto en los EE. UU. como en América Latina.”

Rob Haddock, Fundador y CEO de S-5!, añade, “Dos marcas de primera categoría que se unen para ofrecer soluciones de montaje completamente diseñadas que mejorarán mutuamente a ambas marcas, proporcionando a nuestros usuarios soluciones sostenibles que duran toda la vida de sus inversiones solares. ¡Esta cooperación tiene todo el sentido!”

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Tongwei envía el primer lote de módulos fotovoltaicos TNC-G12 a los Países Bajos

Recientemente, los componentes de la serie TNC-G12 de Tongwei se enviaron con éxito a Rotterdam, Países Bajos, lo que demuestra que los productos de Tongwei de esta serie tienen la capacidad de salir al extranjero en lotes.

En el primer trimestre de 2024, las operaciones en el extranjero de componentes de Qualcomm han logrado un progreso significativo.

En febrero, Memodo firmó un acuerdo de suministro de componentes de 300 MW con el principal distribuidor fotovoltaico de Europa, y en abril se entregarán los primeros componentes TNC-G12 a Memodo. Además, los componentes TNC-G12 también se envían a Polonia y se entregan a Solfinity, un socio europeo autorizado.

En el futuro, Tolkien también suministrará componentes de alta eficiencia TNC-G12 y G12R a PVO International para sus proyectos fotovoltaicos en Finlandia.En Latinoamérica, TNC también ha firmado un pedido de 100MW TNC-G12R con sus socios.

El acceso exitoso de los módulos TNC-G12 de Tongwei en el mercado de varios países europeos marca un nuevo avance en el proceso de internacionalización de Tongwei. Logramos la complementariedad de los productos con los servicios localizados mediante la cooperación con los distribuidores excelentes locales de Europa, a fin de proporcionar a los clientes módulos de alta calidad de Tongwei, consolidando y ampliando la participación en mercado europeo.

Velocidad de Tongwei, sólo en 4 días

Recientemente, el primer módulo TNC-G12 de alta eficiencia de Tongwei salió de la línea de producción en la base de Hefei, lo que marcó el comienzo de la era de alta potencia de 700W+ de Tongwei. Solo 4 días después, Tongwei logró una completa producción masiva y entrega rápida de los módulos TNC-G12, demostrando una vez más la velocidad de Tongwei.

En la actualidad, Tongwei está trabajando arduamente para garantizar la entrega de pedidos de productos serie TNC-G12, satisfaciendo las necesidades de los clientes y avanzando el cumplimiento satisfactorio de proyectos posteriores con capacidad de producción eficiente. Durante más de un año después de la inclusión en el eslabón de módulos, Tongwei ha logrado con éxito una producción masiva y entrega de productos competitivos mediante la mejora continua de las tecnologías y los equipos, demostrando una fuerte capacidad de producción y de ejecución estable de entrega.

Líder en tecnología, productos con ventajas evidentes

En el contexto de la neutralidad de carbono global, la generación fotovoltaica se ha convertido en una herramienta crucial para impulsar la transición energética baja en carbono. A pesar de los estrictos estándares de entrada al mercado FV en los Países Bajos, Tongwei, una empresa fotovoltaica líder de China, ha abierto las puertas del mercado neerlandés con las excelentes tecnologías y productos de alta eficiencia, y planea ofrecer más productos FV de alta calidad a los clientes europeos.

Los módulos serie TNC-G12 de Tongwei destacan por las grandes células cuadradas de propia investigación y producción, las células TNC tienen una eficiencia hasta 26,7%, con potencia máxima hasta 720W. Con apoyo de materiales y tecnología de alta calidad en toda la cadena industrial, este módulo ha experimentado mejoras significativas en la salida de potencia, la bifacialidad, el coeficiente de temperatura, entre otros aspectos, mientras con aumento en la generación de energía eléctrica, una reducción del 3% en los costos del balance de sistema (BOS), y una disminución del 1,8% en el costo nivelado de energía (LCOE), contribuyendo así a lograr mayores ingresos.

En cuanto a la fiabilidad y durabilidad, el TNC-G12 también demuestra un excelente desempeño. Se aplica tecnología de embalaje avanzada y materiales de alta calidad, garantizando un funcionamiento estable incluso en condiciones climáticas extremas, ha superado diversas certificaciones regionales y pruebas de diferenciación, y puede adaptarse a distintos ambientes.

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PECOM reedita el ranking como mejor empresa para trabajar en el sector

PECOM fue elegida por segundo año consecutivo como la mejor empleadora en la industria energética según el Randstad Employer Brand Research 2024. A su vez, PECOM ascendió al quinto lugar en el Top 10 de las empresas más atractivas para trabajar en Argentina.

El Randstad Employer Brand Research 2024 registra a PECOM como la empresa más elegida para trabajar en la industria energética, tal como sucedió en su edición 2023. A su vez, PECOM figura en quinta posición del ranking de todos los sectores, ascendiendo tres posiciones con respecto al año pasado en el Top 10 de las empresas más atractivas para trabajar en Argentina.

Este logro es el resultado del trabajo de todos los que formamos parte de PECOM, para construir una cultura organizacional sólida, donde nuestra gente es uno de los valores fundamentales. Día a día, fomentamos una cultura basada en el respeto, la colaboración y el crecimiento continuo, donde cada colaborador tiene la oportunidad de dar lo mejor de sí. Por eso, volver a posicionarnos como líderes en la industria energética y ascender a la quinta posición en el ranking total, nos llena de orgullo y felicidad, motivándonos a seguir por este camino”, señaló Fernando Portero Castro, Director Ejecutivo de Capital Humano y Organización de PECOM.

El estudio del Randstad Employer Brand Research analiza el atractivo de las marcas de los mayores empleadores en 32 países. Es el estudio independiente sobre employer branding más completo e inclusivo a nivel global, con más de 173.000 encuestados de entre 18 y 64 años. En Argentina, las empresas ganadoras de la edición 2024 fueron elegidas por 4.033 encuestados.

Sobre PECOM

PECOM es una empresa de Servicios, Construcción y Productos enfocada en Gas, Petróleo, Energía Eléctrica y Minería. Tiene más de 70 años de experiencia y forma parte del Grupo Perez Companc

En Petróleo y Gas ofrece soluciones de operación y mantenimiento, ingeniería y construcciones, tratamientos y productos químicos, Artificial Lift, Well Services, servicios medioambientales y soluciones eléctricas y electromecánicas para yacimientos y refinerías. Desarrolla modelos de gestión y operación digitalizados basados en integración e inteligencia de datos.

En Energía Eléctrica realiza infraestructura para la generación (renovable y no renovable), transporte y distribución, tanto para el mercado regulado como no regulado. A su vez, se desempeña en infraestructura para Minería.

PECOM tiene presencia en Argentina, Bolivia, Brasil y Colombia. Cuenta con cerca de 8500 colabores

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TotalEnergies suma inversión en Angola

TotalEnergies avanza con el desarrollo del proyecto petrolífero de Kaminho, a 100 kilómetros de la costa de Angola, con una inversión en el proyecto de 6000 millones de dólares

El proyecto se enfoca en dos campos petrolíferos situados en el bloque 20/11, Cameia y Golfino, según un comunicado de la agencia nacional angoleña de hidrocarburos ANPG. La empresa italiana de ingeniería Saipem convertirá un buque de transporte de crudo muy grande en una unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO), que conectará el petróleo de los yacimientos en alta mar a una red de producción submarina.

La producción está prevista para 2028, con una meseta de 70.000 barriles de petróleo al día. TotalEnergies explota el bloque 20/11 con una participación del 40%. Petronas, de Malasia, posee otro 40%, y Sonangol, de Angola, un 20% Angola, donde la petrolera francesa es el principal operador, produce 1,1 millones de barriles de petróleo al día, lo que la convierte en el segundo mayor exportador de crudo de África. Sin embargo, sus yacimientos disminuyen un 15% cada año.

El país ha montado una agresiva campaña para atraer inversores, mantener la producción de petróleo, incorporar nuevas reservas y aumentar la producción de gas natural, mientras el interés del sector se desplaza hacia nuevos descubrimientos en Guyana, Namibia y Surinam. (Información de Olivier Sorgho y América Hernández en París, Wendell Roelf en Ciudad del Cabo

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Magda Chambriard al frente de Petrobras

El presidente Luiz Inacio Lula designó a Magda Chambriard como presidenta de Petrobras tras la reciente salida de Jean Paul Prates por discrepancias en la administración de la petrolera.

Chambriard es ingeniera e ingresó a los 22 años a la administración estatal del Brasil en 1980 . Fue designada por Lula en el 2002 como funcionaria de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas y Biocombustibles (ANP). Ocupó distintos cargos has alcanzar en 2012 la dirección general de la agencia durante el gobierno de Dilma Rousseff. Tiene un perfil más nacionalista respecto de Prates quien mantuvo una política más a fin con los inversores privados.

La gestión de Magda en la ANP estuvo marcada por la reanudación de subastas en áreas para exploración y producción de petróleo, luego de una suspensión de cinco años debido al descubrimiento del presal. Fue durante su gestión que el organismo inició una ofensiva para reforzar la seguridad operativa de las plataformas de producción petrolera en el país, con la imposición de elevadas multas a las empresas, lo que generó desacuerdos con el sector. Además, se centró en monitorear el cumplimiento de las obligaciones contractuales en materia de contenido local, lo que también generó desacuerdos con las petroleras.

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Garibotti: “El Gobierno improvisó y eso costará 500 millones de dólares”

La ex subsecretaria de Planificación Energética, Cecilia Garibotti, opinó que “llegan los días más fríos del año en la Argentina y el gobierno nacional improvisa y debe importar combustibles por 500 millones de dólares debido a la paralización de la obra pública y la ausencia de planificación energética, en un país que tiene la segunda reserva de gas más importante del mundo.

Garibitti, actual directora de la Fundación Encuentro, expresó, “Estamos ante una situación de emergencia, hasta el propio gobierno la declaró. Sumado a que la industria utilizó sólo 55 % de su capacidad instalada, el gobierno ahora les está cortando el suministro de gas”. “Esta medida del gobierno ocurre con tarifas más caras y encima con posibles cortes en el invierno”, remarcó.

“Nosotros el año pasado aseguramos con el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner que nuestro pais pueda abastecerse con gas local, gracias a la decisión del ministro Sergio Massa. Este logro se tenía que complementar con plantas compresoras y con la reversión del Gasoducto Norte, pero todas estas obras las frenó el gobierno actual”, manifestó Garibotti.

Al respecto destacó que “Hoy, con el gasoducto se transportan 11 millones de metros cúbicos día pero si las plantas comprensoras de Tratayén, Salliqueló y Mercedes estuviesen en funcionamiento la producción transportada hubiese llegado a 24 millones de metros cúbicos. Las decisiones en energía se tienen que tomar con tiempo, no se puede improvisar porque sino pasan estas cosas”.

La ex Subsecretaria indicó: “El gobierno nacional salió ahora a comprar mas barcos con cargamentos de gas y de combustibles líquidos. Esto genera un costo de 500 millones de dólares cuando terminar las obras del gasoducto significaba un costo mucho más bajo”.

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PECOM fue elegida por segundo año consecutivo como la mejor empleadora en la industria energética

El Randstad Employer Brand Research 2024 registró a PECOM – empresa de servicios, construcción y productos enfocada en gas, petróleo, energía eléctrica y minería- como la empresa más elegida para trabajar en la industria energética, tal como sucedió en su edición 2023. A su vez, PECOM figura en quinta posición del ranking de todos los sectores, ascendiendo tres posiciones con respecto al año pasado en el Top 10 de las empresas más atractivas para trabajar en Argentina.

“Este logro es el resultado del trabajo de todos los que formamos parte de PECOM, para construir una cultura organizacional sólida, donde nuestra gente es uno de los valores fundamentales. Día a día, fomentamos una cultura basada en el respeto, la colaboración y el crecimiento continuo, donde cada colaborador tiene la oportunidad de dar lo mejor de sí. Por eso, volver a posicionarnos como líderes en la industria energética y ascender a la quinta posición en el ranking total, nos llena de orgullo y felicidad, motivándonos a seguir por este camino”, señaló Fernando Portero Castro, director ejecutivo de Capital Humano y Organización de PECOM.

El estudio del Randstad Employer Brand Research analiza el atractivo de las marcas de los mayores empleadores en 32 países. Es el estudio independiente sobre employer branding más completo e inclusivo a nivel global, con más de 173.000 encuestados de entre 18 y 64 años. En Argentina, las empresas ganadoras de la edición 2024 fueron elegidas por 4.033 encuestados.

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El gobierno activó medidas para asegurar el suministro de gas a los usuarios prioritarios

El Gobierno Nacional informó que “se pusieron en marcha medidas necesarias para asegurar el suministro de gas a los usuarios prioritarios, en el marco de la presencia anticipada de bajas temperaturas, que han sido más bajas que las pronosticadas (y más propias del invierno)”.

En este sentido, el Gobierno Nacional dispuso “la aplicación temporal de la interrupción del suministro a algunas estaciones de GNC, previsto en los contratos firmados bajo esa modalidad”.

Al respecto, el ENARGAS instruyó a las licenciatarias y transportistas “a seguir el protocolo que requiere cortar o restringir los suministros interrumpibles para mantener las presiones necesarias en el sistema”, se indicó en un comunicado de la Secretaría de Energía.

Asimismo, la cartera que conduce Eduardo Rodriguez Chirillo, señaló que “se requerirá a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), gran comprador de gas, que haga uso del transporte de gas en la modalidad interrumpible sólo hasta el mínimo técnico necesario para sostener el sistema eléctrico, utilizando combustibles alternativos para sostener la demanda eléctrica”. Además, se adquirirá un mayor volumen de GNL, se indicó.

El gobierno de Javier Milei justificó estas decisiones señalando que “las medidas implementadas se realizan en el marco de la vulnerabilidad del sistema gasífero derivado de su infraestructura insuficiente desde hace décadas por falta de inversión”.

En mayo de 2023 quedó inaugurado el Tramo 1 del Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner, con capacidad inicial para transportar 11 millones de metros cúbicos día de gas producido en Vaca Muerta. Está pendiente la construcción del segundo tramo proyectado, que el gobierno pretende sea financiado por el sector privado.

También sostiene como motivo “la reducción del suministro desde Bolivia, en base a acuerdos de la gestión anterior”. En rigor ya se sabía que Bolivia reduciría el suministro por la merma de sus reservas, y por ello resultaba clave finalizar a tiempo la reversión del Gasoducto Norte, obra demorada por la Administración Milei.

Complementa la argumentación de la escasez “un consumo excepcionalmente alto de la demanda prioritaria (usuarios residenciales) de gas natural (de 45 MM3/día a 70 MM3/día)”.

El Gobierno Nacional agradeció “la comprensión y colaboración de todos los sectores involucrados mientras continúa trabajando para superar esta situación coyuntural, para minimizar el impacto en las industrias y estaciones de GNC”. Por lo pronto, decidió compras adicionales de GNL para inyectar a la red de gasoductos, y de combustibles líquidos para alimentar las usinas generadoras de electricidad.

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Una ley provincial tensa la cuerda entre Neuquén y el PEN

La Legislatura de Neuquén sancionó un impuesto provincial al uso del agua que utilizan las hidroeléctricas. La norma habilita al gobernador a establecer un monto que las generadoras deberán abonar por metro cúbico turbinado. La norma plantea un conflicto directo entre la Provincia y la Nación y de no encontrar una solución política, será la Corte quien decida porque tiene competencia originaria sobre la cuestión.

La provincias patagónicas se “durmieron”: vencieron las licitaciones de las hidroeléctricas y vaticinan que quedarán afuera del negocio. Es que la gestión de Javier Milei necesita dólares, por lo que ya proyectan la concesión nuevamente de las hidroeléctricas.

De cara a lo que parece ser el camino que adoptará el PEN, la legislatura de la Provincia de Neuquén aprobó en mayo pasado, en general y por mayoría, una ley que establece el cobro de un canon por el uso y aprovechamiento del agua de los ríos Neuquén y Limay para la generación de energía eléctrica.

Además, el pleno sancionó en particular una serie de leyes, entre ellas la 3.439, que habilita el cobro de peaje en ciertas rutas provinciales.

La ley del canon por el uso del agua contempla la creación de un fondo que recaudará los ingresos en cuestión. El 70% de dicho fondo se destinará a proyectos de generación eléctrica y otras energías, mientras que el 30% restante se distribuirá entre los municipios, que deberán afrontar obras de infraestructura -luz, gas, cloaca y agua- con tales recursos.

Problemas

Los expertos consultados en la materia, coincidierno en que la ley provincial sancionada se superpondría con la Ley 15.336, conocida como la Ley de Energía Eléctrica, marco regulatorio para la generación y el transporte de energía eléctrica en Argentina.

La norma nacional coloca a la regulación del sector eléctrico (generación y transmisión) bajo la jurisdicción del Estado nacional y declara servicio público al transporte y distribución de energía eléctrica.

La Ley 15.336, en su artículo 5º expresa: La energía de las caídas de agua y de otras fuentes hidráulicas, comprendidos los mares y los lagos, constituye una cosa jurídicamente considerada como distinta del agua y de las tierras que integran dichas fuentes. El derecho de utilizar la energía hidráulica no implica el modificar el uso y fines a que estén destinadas estas aguas y tierras, salvo en la medida estrictamente indispensable que lo requieran la instalación y operación de los correspondientes sistemas de obras de capacitación, conducción y generación, de acuerdo con las disposiciones particulares aplicables en cada caso”

Es decir, las provincias pueden disponer de toda al agua necesaria para el uso humano o riego, objetos principales de su uso.

Por su parte, el Artículo 6º declara“…la jurisdicción nacional la generación de energía eléctrica, cualquiera sea su fuente, su transformación y transmisión, cuando: ….b) Se destinen a servir el comercio de energía eléctrica entre la Capital Federal y una o más provincias o una provincia con otra o con el territorio de Tierra del Fuego, Antártida Argentina e Islas del Atlántico Sur;  d) Se trate de aprovechamiento hidroeléctricos o mareomotores que sea necesario interconectar entre sí o con otros de la misma o distinta fuente, para la racional y económica utilización de todos ellos;  e) En cualquier punto del país integren la Red Nacional de Interconexión”

La ley también declara de utilidad pública y sujetos a expropiación los bienes necesarios para la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Esta declaración permite al Estado expropiar bienes privados para cumplir con los objetivos del sector eléctrico.

Esto significa que la generación y el transporte de energía eléctrica están, en gran medida, fuera del control directo de las provincias. La ley buscó uniformar la administración y gestión del sector para asegurar una distribución equitativa y eficiente de la energía eléctrica en todo el país.

Regalías y doble imposición

La provincia recibe en carácter de regalías, el 12% de la energía que despachan las hidroeléctricas al Sistema Interconectado Nacional (SIN), las provincias en cuyos territorios se encuentran las fuentes hidroeléctricas percibirán mensualmente el doce por ciento (12%) del importe que resulte de aplicar a la energía vendida en los centros de consumo, la tarifa correspondiente a su venta en bloque, a modo de compensación por los perjuicios que produce la irrupción en la jurisdicción provincial, la utilización de la fuente de energía que constituyen los ríos y la competencia sobre las centrales hidroeléctricas.

En el caso de que las fuentes hidroeléctricas se encuentren en ríos limítrofes entre provincias, o que atraviesen a más de una de ellas, las regalías se distribuirá equitativa y racionalmente entre ellas.

Por tanto, un impuesto al turbinado del agua, sería una doble imposición sobre el uso de la misma, atentos a que las regalías constituyen transferencias efectuadas por las empresas a las provincias por el uso del agua para producir electricidad.

Concesiones Federales:

Las concesiones para la generación y transporte de energía eléctrica son otorgadas por el Estado nacional, y las empresas concesionarias operan bajo un marco regulatorio nacional. Esto implica que cualquier aspecto relacionado con la tarifa, condiciones de operación y, en muchos casos, los impuestos, están sujetos a normativas federales.

Debido a la centralización y el carácter federal de las concesiones, las provincias tienen limitaciones legales para imponer impuestos o cánones sobre las actividades concesionadas por la nación. La imposición de un impuesto por parte de una provincia sobre una concesión federal puede entrar en conflicto con la normativa nacional y ser considerada inconstitucional.

Solución del conflicto y competencia

Todo indica que será la Corte Suprema de Justicia de la Nación, la que resuelva el potencial conflicto entre Nación y Neuquén, porque tiene competencia originaria para intervenir en conflictos entre la Nación y las provincias.

La Constitución Nacional, en sus artículos 116 y 117, establece que la Corte Suprema puede conocer y decidir en todas las causas que versen sobre puntos regidos por la Constitución y las leyes de la Nación, especialmente en aquellas en las que una provincia sea parte. La Corte ha interpretado consistentemente estos artículos para afirmar su competencia en casos de conflictos entre el Estado nacional y las provincias.

La Corte Suprema tiene la autoridad para resolver disputas sobre la delimitación de competencias entre la Nación y las provincias, la gestión y uso de recursos naturales, como agua y energía, y controversias sobre impuestos y regalías impuestas por las provincias. También interviene en conflictos sobre políticas energéticas y ambientales que afecten a las provincias, asegurando que estas disputas se resuelvan de manera justa y coherente con la Constitución.

Se desconocen los pasos a seguir por la Provincia del Neuquén. Podria tratarse de un impuesto que no se aplica a las actuales concesiones y/o extensiones de las concesiones, sino más bien a la espera de las nuevas.

En este caso, habrá que esperar a los hechos y esperar también alguna solución política.

Las provincias patagónicas eran conscientes del vencimiento de las concesiones pero se “durmieron” y pretendieron forzar una solución política cuando ya era un poco tarde.

La gestión Milei, ávida de dólares no parece permeable a una solicitud de participación provincial que permita los ingresos de Neuquén, sino más bien una re licitación de las operaciones en búsqueda de dinero fresco.

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Países de la UE siguen comprando gas ruso

Los despachos de gas ruso a la Unión Europea (UE) aumentaron un 2,3% en marzo, hasta 1.140 millones de euros, de los cuales 602,6 millones correspondieron a combustible por gasoducto y 539 millones a gas natural licuado (GNL).

Italia fue el país que más incrementó sus compras durante el mes, en 2,6 veces, hasta los 238,5 millones de euros. Esta cifra fue la más alta desde febrero de 2023, cuando el Estado europeo adquirió a Rusia gas por un valor de 282 millones de euros. Como resultado, Italia se convirtió en el principal comprador de combustible ruso en marzo.

España multiplicó por 1,7 sus importaciones, hasta alcanzar los 196 millones de euros y ocupar el segundo lugar. Hungría completó los tres primeros puestos en cuanto a compras, con 174 millones de euros frente a los 210 millones del mes anterior. Bélgica también aumentó sus adquisiciones de gas un 36%, hasta 125 millones de euros. Grecia registró un ligero incremento, del 8%, hasta 120 millones de euros.

Las importaciones de GNL ruso a Europa han aumentado tras las restricciones impuestas por la UE a los recursos energéticos rusos. Sin embargo, el Consejo de la UE y el Parlamento Europeo alcanzaron el 8 de diciembre de 2023 un acuerdo político preliminar sobre la regulación del gas que incluye una cláusula de seguridad energética que permite a los Estados miembros restringir a escala nacional las importaciones por gasoductos y de GNL ruso.

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Aconcagua Energía confirma plan de inversión en Mendoza por 40 millones de dólares

Aconcagua Energía, una empresa fundada hace nueve años por los ex ejecutivos de YPF Diego Trabucco y Javier Basso, ha lanzado una serie de iniciativas que reflejan sus ambiciones en el sector energético argentino.

La compañía está avanzando en la compra de activos de YPF y espera cerrar una operación significativa con Vista, la petrolera de otro ex YPF, Miguel Galuccio, que incluye la transferencia de seis concesiones de petróleo y gas natural en la Cuenca Neuquina. Además, Aconcagua invertirá más de 90 millones de dólares en la construcción de un parque solar en Luján de Cuyo, Mendoza, que proporcionará energía limpia a 80.000 hogares.

La empresa, que se formalizó en 2015, ha anunciado su interés en participar en la venta de campos maduros en varias provincias argentinas, incluyendo Mendoza, Neuquén, Río Negro, Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego. Este movimiento es parte del Proyecto Andes de YPF, un proceso de desinversión de 55 áreas convencionales. Aconcagua ha comunicado a la Comisión Nacional de Valores su intención de presentar una oferta vinculante para la adquisición de estos activos, lo cual podría consolidar su presencia en el sector hidrocarburífero.

Javier Basso, vicepresidente de Aconcagua y responsable de Relaciones con el Mercado, ha señalado que la empresa está buscando socios o esquemas de financiamiento para adquirir nuevas áreas y aumentar la producción, con el objetivo de posicionarse entre los cinco principales productores en los próximos cinco años. Paralelamente, Aconcagua está trabajando en la consolidación del acuerdo con Vista, firmado en febrero de 2023, que le permitirá tomar el 60% de la producción de las concesiones inicialmente, y la transferencia definitiva para 2027. Vista seguirá operando las áreas hasta entonces, cuando se otorgue una nueva concesión.

En el ámbito de las energías renovables, Aconcagua ha obtenido la asignación de un parque fotovoltaico de 90 MW en el marco de una nueva licitación del programa de Mercado a Término (Mater) de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). Este proyecto aumentará la capacidad de generación de electricidad a partir de fuentes renovables, contribuyendo a la disponibilidad de más energía en el sistema nacional. La empresa anticipa que el parque solar evitará la emisión de más de 108.000 toneladas de dióxido de carbono por año, reforzando su compromiso con el desarrollo energético sostenible en Argentina.

Con estas iniciativas, Aconcagua Energía continúa fortaleciendo su posición en el sector energético, expandiendo su alcance tanto en hidrocarburos como en energías renovables, y subrayando su compromiso con la sostenibilidad y el desarrollo nacional.

Aconcagua Energía no solo se destaca por sus movimientos estratégicos en el sector hidrocarburífero, sino también por su fuerte apuesta en la diversificación hacia energías renovables. La construcción del parque solar en Mendoza es un ejemplo claro de esta visión. Este proyecto, con una capacidad de 90 MW, no solo incrementará la oferta de energía limpia sino que también es un paso significativo en la reducción de la huella de carbono del país. La capacidad de abastecer a 80.000 hogares con energía solar representa un avance considerable hacia una matriz energética más sostenible y menos dependiente de los combustibles fósiles.

La empresa ha manifestado que estas inversiones están alineadas con su misión de contribuir al desarrollo energético de Argentina de manera sostenible. “Nuestro objetivo es seguir creciendo y diversificándonos, pero siempre con un fuerte compromiso hacia la sostenibilidad y la innovación”, afirmó Basso. Además, la búsqueda activa de financiamiento y socios estratégicos demuestra que Aconcagua Energía está preparada para asumir grandes desafíos y liderar la transición energética en la región. Estos esfuerzos no solo benefician a la compañía, sino que también tienen un impacto positivo en la economía local y en la comunidad, creando empleos y fomentando el desarrollo tecnológico en el sector energético.

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El gobierno declaró la pre-emergencia del sector energético y cortó el gas a industrias en todo el país

El interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) declaró la pre-emergencia del sector e instruyó a todas las transportistas y distribuidoras a proceder al corte de los servicios interrumpibles de gas, ante el riesgo de desabastecimiento por las bajas temperaturas. La medida afecta a estaciones de servicio que comercializan GNC, industrias y grandes comercios.

“La prestadora de Distribución deberá informar bajo declaración jurada ante esta Autoridad el volumen correspondiente a la demanda prioritaria insatisfecha por zona de entrega. Sobre la citada apertura, las Licenciatarias de Transporte deberán identificar, cuantificar y proceder al corte de los servicios interrumpibles que fuera estrictamente necesario de acuerdo a sus evaluaciones técnicas y operativas, atendiendo el criterio de eficacia de forma tal que el corte de los servicios de transporte interrumpible (TI) tenga un efecto inmediato en su linepack y, por ende, en las presiones de entrega de los city gates afectados”, dice la carta que califica la situación actual como de “pre emergencia”.

La demanda actual está en torno a los 80 millones de m3 diarios, cuando en esta época se suele ubicar en los 60 millones, y las perspectivas para el fin de semana es que podría seguir aumentando.

La semana pasada ya se le cortó el suministro a estaciones de servicio en más de cien localidades en distintas provincias y la situación se profundizó en las últimas horas. En la provincia de La Pampa y en la ciudad de La Plata todas las estaciones habían contratado gas con la modalidad de servicio interrumpible. Por lo tanto, se quedaron sin fluido y debieron cerrar sus puertas.

A las industrias con servicio interrumpible se les está cortando el servicio y en la provincia de Córdoba también se les está cortando a industrias que contrataron servicio firme con ventana, una modalidad que permite cortar solamente por un tiempo acordado y avisando previamente. Es un contrato que tiene un poco más de seguridad que el interrumpible.

Si bien las temperaturas pronosticadas están por debajo de lo habitual para esta época del año, el gobierno se vio sorprendido por la situación ya que las plantas comprensoras para ampliar la capacidad del Gasoducto Néstor Kirchner no están terminadas y la importación prevista se quedó corta. No se está pudiendo traer energía de Brasil por el desastre que provocaron las inundaciones, Embalse está fuera de servicio y los stocks de Cammesa están en límites muy bajos.

Enargas también le ordenó a Transportadora Gas del Norte y Transportadora Gas del Sur que corten el servicio de transporte interrumpible que tenía contratado Cammesa para obligar a la empresa a quemar más combustibles líquidos en lugar de seguir consumiendo gas natural. Es algo habitual en medio de una ola de frío, aunque llama la atención Enargas no haya coordinado directamente con Cammesa para gestionar un desbalance de casi 8 millones de m3 diarios.

Más importaciones

En este contexto crítico, Cammesa se vio forzada a salir el lunes a licitar de urgencia la compra de 12 cargamentos de fueloil y gasoil para hacer frente al aumento del consumo, lo que demandará unos 500 millones de dólares más de lo previsto en materia de importación de energía. En el gobierno están esperando que el martes ingrese un barco con GNL en Bahía Blanca.

Cammesa traerá 7 cargamentos de 50.000 m3 de gasoil cada uno y 5 cargamentos de fueloil por 200.000 toneladas en total. «La primera ventana para entregar gasoil que definió el tender es en los primeros días de junio. Salvo que algún trader o petrolera internacional cuente con un barco que de casualidad esté navagando cerca de Buenos Aires, es difícil que Cammesa consiga ofertas y si lo hace, el precio que deberá pagar será bastante más caro que el de mercado», explicaron desde una petrolera.

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Neuquén fue sede de una jornada de energía y ambiente

El gobierno de la provincia de Neuquén participó días atrás de las jornadas Argentina sustentable 2024, que en esta oportunidad abordó “Energía y Ambiente”. El encuentro se desarrolló en el Hotel Comahue de la ciudad de Neuquén y contó con la participación de referentes gubernamentales, de operadoras petroleras y de servicios ambientales y energéticos que desarrollan actividades en la región.

La provincia de Neuquén estuvo representada en esta ocasión por los ministerios de Infraestructura y de Energía y Recursos Naturales. El ministro de Infraestructura, Rubén Etcheverry, fue quien cerró la jornada y expuso sobre el reto de la descarbonización; también hizo referencia a las expresiones del gobernador Rolando Figueroa en el Club del Petróleo, donde dijo que ‘El GNL tiene que salir desde el puerto de Río Negro y debemos lograr que el proyecto sea Net Zero”.

Otros temas abordados fueron: Basurero a cielo abierto, planteando que se va a desarrollar un programa de erradicación de los mismos; Vaca Muerta Net Zero, donde anunció que en junio próximo se hará el primer encuentro sobre esta temática en Cutral Co; Posición Política, allí planteó que, si a Argentina le va bien, a Neuquén le irá bien, y que Vaca Muerta es importante, pero la provincia tiene 7 regiones y el foco está puesto en cada habitante del interior neuquino.

El ministro también habló sobre la importancia de la Estructura de Vaca Muerta, recordando que se hizo la primera mesa de trabajo sobre la temática en marzo pasado en Añelo, donde se reunieron funcionarios provinciales, operadoras, sindicatos e intendentes.

Para finalizar enfatizó sobre la importancia de la Red Azul de acueductos y el valor que tiene, ya que evitará el traslado de agua a través de camiones y esto disminuirá el impacto ambiental que estos generan, además del ahorro de 74 millones de dólares al año y de 80.000 toneladas de CO2 también en forma anual.

Otros expositores que representaron a Neuquén fueron el director provincial de Economía de la Energía, Mauricio Ferraris, y el director provincial de Evaluación de Proyectos de la actividad Hidrocarburífera, Marcelo Borella, ambos dependientes del ministerio de Energía y Recursos Naturales de la provincia.

Ferraris fue el encargado de explicar sobre las acciones y gestiones que se realizan desde el ministerio, a fin de cumplir con el objetivo de “descarbonización”. Como, por ejemplo, solicitar a las empresas productoras y relacionadas a la energía que informen su nivel de emisiones de gases de efecto invernadero; como las estrategias de mitigación y adaptación que tiene cada una de las compañías.

En primera instancia, Ferraris destacó el crecimiento de la actividad hidrocarburífera, principalmente en Vaca Muerta, “un crecimiento que se acompaña con el compromiso de los distintos actores de la industria frente a los desafíos ambientales que surgen, ya que, en este caso, varias empresas energéticas tienen una estrategia de carbono neutralidad”, precisó.

“El objetivo es crecer en volumen y de hacerlo de forma sustentable”, afirmó y concluyó que contar con toda la información por parte de las empresas, “nos permitirá evaluar el camino a seguir desde la provincia y establecer un esquema a mediano plazo para el sector Oil & Gas”.

Por su parte, Borella destacó la posibilidad de trabajar en políticas transversales en vistas a fortalecer el “compromiso ambiental, de todos los actores de la industria”.

La apertura del encuentro fue vía streaming y estuvo a cargo de la subsecretaria de Ambiente de la Nación, Ana María Vidal de Lamas; y completaron las exposiciones autoridades de la provincia de Río Negro, entre ellos la secretaria de Ambiente y Cambio Climático, María Judith Giménez; la secretaria de Hidrocarburos, Amelia Lapuente; el coordinador Ambiental de la secretaría de Hidrocarburos, José Ricciardulli; y también la Intendenta de General Roca; María Emilia Soria.

En cuanto a los referentes de las distintas firmas que participaron del encuentro dieron a conocer los distintos proyectos en los que se trabaja y las tecnologías incorporadas a fin de cumplir con el cuidado ambiental.

Las jornadas Argentina Sustentable, se llevan adelante hace 21 años, y en distintos puntos del país, destacando en cada uno de ellos, las principales actividades que caracterizan su perfil económico.

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Más de 22 mil personas visitaron la Expo San Juan Minera

Este jueves finalizó la Expo San Juan Minera 2024. Durante el acto de culminación, la organización informó que la feria contó con la presencia de 22 mil personas durante las tres jornadas.

Desde Panorama Minero manifestaron dieron a conocer que la exposición, desarrollada desde el martes 21 hasta el jueves 23 de mayo, fue un éxito. Además, agradecieron al Gobierno y pueblo sanjuanino por la asistencia, que superó las expectativas.

Cabe destacar que durante tres días, más de 300 expositores se mostraron al mundo. Fue una feria que convocó a más de 10 mil personas por día y logró una ocupación total de la capacidad hotelera local. Además, convocó a varios gobernadores argentinos y numerosos embajadores de distintos países.

El acto de cierre contó la presencia con el titular de la Secretaría General de la Gobernación de San Juan, Emilio Achem; el secretario de Desarrollo Productivo de la Nación, Juan Pazos; el presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Roberto Cacciola; el gerente general de Los Azules, Michael Meding; entre otros dirigentes.

Al momento de los discursos, el secretario General de la Gobernación, Emilio Achem agradeció a los organizadores de la Expo en nombre del Gobernador y del Poder Ejecutivo Provincial y dijo que “el desarrollo de la minería no sólo le sirve a las provincias que tienen minas, si no que le sirve al país. El gobernador de Córdoba, que estuvo presente, fue un claro ejemplo porque entiende que sus empresas se pueden beneficiar y aportar al desarrollo a partir de ser proveedores de esta actividad”.

También, dijo que “tenemos que dar señales claras de seguridad jurídica e institucional de modernización del Estado para que los trámites sean más eficientes y seguros y darle seguridad al pueblo sanjuanino del cumplimiento de las normas vigentes en todo lo que tiene que ver con la sustentabilidad ambiental y el desarrollo del resto del entramado productivo de la provincia”.

Además, sumó que “desde hace muchos años venimos bregando para que la Argentina toda, su espina dorsal andina y patagónica tenga el desarrollo que merece y que constituya el refuerzo para la economía nacional que obviamente tiene ya no como una potencialidad sino como una realidad y a partir de ahora como una realidad con una visión de mayor prontitud que antes”.

En el marco de la “Exposición Internacional: San Juan, Factor de Desarrollo de la Minería Argentina”, se oficializó la Mesa del Cobre, un hito para el sector minero del país. De esta actividad participaron los gobernadores de Mendoza, Alfredo Cornejo; Catamarca, Raúl Jalil; Jujuy, Carlos Sair; Salta, Gustavo Saenz. Acompañó el gobernador de Córdoba, Martín Llaryora. También estuvo el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, cómo observador del convenio de política minera nacional.

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PAE realizó una nueva misión comercial a Houston junto a pymes patagónicas

Por tercer año consecutivo, Pan American Energy, líder de la industria energética en la región, llevó adelante una nueva misión comercial junto a pymes argentinas a la Offshore Technology Conference, la feria más importante del sector a nivel internacional.

El Programa Pymes PAE lleva adelante un trabajo de internacionalización donde ofrece oportunidades para que pequeñas y medianas empresas vinculadas a la industria, puedan desarrollar una mirada que trascienda el mercado local.

En este marco, PAE acompañó a la Offshore Technology Conference (OTC) a 10 pymes de Chubut, Buenos Aires, Neuquén y México, que son estratégicas para la industria, con el objetivo de fomentar oportunidades de acceso a nuevos mercados, potenciales acuerdos comerciales e importar modelos de negocios.

Marcelo Gioffré, Vicepresidente de Contrataciones, Supply Chain y Seguridad de Pan American Energy, participó del seminario del Pre Openning OTC organizado junto a la Cámara Argentina Texana. Ante 300 personas reunidas en el Club del Petróleo de Houston, Gioffré expuso sobre el potencial exportador y las oportunidades de inversión que tiene Argentina, haciendo foco en la actividad de PAE en el sector energético y su vinculación con la cadena de valor.

Además de la visita a la feria OTC, donde se desplegaron cerca de 4.000 stands y una propuesta con más de 450 actividades, la agenda de la comitiva contempló visitas a Rice University, el Baker Hughes Technology Center, el ION Center, el Energy Workforce & Technology Council, el Instituto Americano de Petróleo y la empresa Schlumberger. Asimismo, se realizaron rondas de negocios, en articulación con la Cámara de Comercio Argentino – Texana, donde participaron más de 50 empresas.

Daniela Antoci, Gerente de Sustentabilidad de PAE, explicó: “Este tipo de feria es una de las principales oportunidades para empresas del sector, y por eso, junto a las cámaras binacionales, el Instituto Argentino del Petróleo y Gas en Houston, la embajada Argentina y United Airlines acompañamos a las pymes para que tengan acceso a mercados extranjeros, disminuyendo las barreras de entrada. Gracias al trabajo logrado en esta edición, Meier y Fisher, Aporte y ZOXI, entre otras, ya iniciaron conversaciones con empresas norteamericanas para ser representantes en Argentina”.

Las pymes que este año formaron parte de la misión comercial son: PQD Servicios Petroleros Apex, Aporte, COMASEG, Wellbore Petrol Services, Meier y Fisher, Rodial S.A, PM Offshore, y Sitec.

Una de las pymes que viajó a Houston fue Aporte, con sede en Comodoro Rivadavia, que lleva adelante desde 2014 un programa de capacitación y certificación en soldadura en conjunto con PAE, con el objetivo de brindar oportunidades laborales a personas en situación de vulnerabilidad. “Este viaje nos permitió vincularnos con tecnologías de última generación en soldadura y así lograr una conexión de este entorno con los jóvenes de la región a los que capacitamos”, destaca Diego Segovia, Coordinador General de Aporte.

Jorge Niglia, Gerente General de ZOXI, una pyme neuquina que se dedica a la protección anticorrosiva de tubulares, recipientes y la fabricación de la cañería de plástico enrollable, relata que los encuentros en el marco de esta misión comercial le permitieron acceder a nuevas tecnologías, generar nuevas oportunidades de negocio en Estados Unidos, hacer un benchmarking con empresas que hacen su mismo producto, y buscar nuevos proveedores de materia prima.

Desde 2005, el Programa Pymes PAE acompaña a pequeñas y medianas empresas de distintos rubros con el objetivo de fortalecer los entramados productivos en las provincias donde PAE está presente.

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Pampa Energía: el mayor grupo petrolero privado reestructura su estrategia interna

Pampa Energía, bajo la dirección de Marcelo Mindlin, ha iniciado un ambicioso proceso de reorganización societaria tras haber registrado una ganancia integral de $ 495.544 millones en los primeros tres meses de 2024, un notable incremento respecto a los $ 106.223 millones del mismo periodo del año anterior. Este plan estratégico busca optimizar la eficiencia en la gestión de la información financiera y reducir costos asociados a honorarios legales y fiscales.

El proceso, aprobado por los directorios de Comercializadora e Inversora (CISA), Pampa Energíay Generación Argentina S.A (GASA) en noviembre de 2023, contempla la escisión del patrimonio de CISA y su posterior fusión con Pampa y GASA. Esta estrategia se implementa conforme a la Ley General de Sociedades y la Ley de Impuesto a las Ganancias, con el objetivo de obtener beneficios fiscales.

CISA, con un capital social de $ 151.8 millones y representado por 151.808.035 acciones ordinarias, se especializa en la adquisición y venta mayorista de energía eléctrica y gas, así como en la prestación de servicios relacionados. Pampa Energía, con un capital de $ 1.363 millones y un patrimonio de $ 434.749 millones, se dedica principalmente a la generación, transformación, transmisión y distribución de energía, exploración y producción de gas y petróleo, y actividades petroquímicas y financieras. GASA, con un capital de $ 6.465 millones, se centra en la producción y comercialización de energía eléctrica y actividades de inversión.

La reestructuración permitirá a Pampa Energía y GASA absorber el patrimonio de CISA, simplificando procesos administrativos y financieros. Pampa Energía se quedará con la parte de CISA relacionada con la adquisición y venta mayorista de energía y gas, mientras que GASA se quedará con las actividades de inversión. Este cambio reducirá la complejidad operativa y permitirá una mayor homogenización de políticas y procedimientos contables y administrativos.

La escisión-fusión resultará en la emisión de 47.120.435.381 acciones ordinarias de GASA, integradas por los actuales accionistas de CISA, y un aumento de capital de GASA a $ 53.585.710.204. La transferencia de activos y pasivos de CISA a las sociedades absorbentes contribuirá a una mayor eficiencia de recursos y un ahorro significativo en costos operativos y de asesoramiento.

Esta reorganización se produce en un contexto de expansión para Pampa Energía, que recientemente incrementó su participación en Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) en Ecuador al 63,74% tras adquirir un 29,66% adicional por $ 15 millones, lo que generó ganancias de $ 5 millones. Este control conjunto refuerza la posición estratégica de Pampa Energía en el mercado energético regional.

La reorganización de Pampa Energía no solo busca optimizar la eficiencia y reducir costos, sino también consolidar su estructura societaria para fortalecer su posición en el sector energético argentino y sudamericano.

Este proceso de reestructuración no solo responde a necesidades internas de eficiencia, sino que también se enmarca en una estrategia más amplia de consolidación y expansión en el mercado energético. La capacidad de Pampa Energía para adaptarse y optimizar su estructura corporativa refleja su intención de mantenerse competitiva y ágil en un sector que exige constantes innovaciones y mejoras operativas. La empresa ha demostrado una notable capacidad para generar valor a través de la integración de sus diversas operaciones y la optimización de sus recursos, fortaleciendo así su posición de liderazgo en la industria.

Además, la reorganización prevista permitirá a Pampa Energía aprovechar al máximo las sinergias entre sus distintas unidades de negocio. Al centralizar la gestión financiera y reducir la redundancia en la presentación de estados financieros, la compañía podrá enfocarse en sus principales áreas de crecimiento, como la generación de energía y la exploración de hidrocarburos. Esta mayor eficiencia no solo resultará en ahorros significativos, sino que también posicionará a Pampa Energía para futuras inversiones y expansiones, tanto a nivel nacional como internacional. Con estos cambios, Pampa Energía se prepara para enfrentar los desafíos futuros con una estructura más sólida y eficiente.

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En abril, Argentina alcanzó niveles de producción de petróleo más altos de los últimos 20 años

La producción de petróleo y gas en Argentina alcanzó niveles destacados durante el mes de marzo, con Vaca Muerta desempeñando un papel significativo en este crecimiento.

“En abril de 2024, Argentina alcanzó niveles de producción de petróleo más altos de los últimos 20 años, llegando a 690.958 barriles por día. Esto representa un incremento interanual del 7,7%, lo que demuestra el fortalecimiento y el dinamismo del sector energético nacional”, destacaron desde la Secretaría de Energía que conduce Eduardo Rodríguez Chirillo.

Estos datos señalan que la producción está en su punto más alto en las últimas dos décadas, ya que en marzo se alcanzó la cifra de 1.000 millones de barriles equivalentes de petróleo producidos en gas y petróleo de Vaca Muerta desde que Repsol perforó el primer pozo de shale gas en 2010.

En abril de 2024, Argentina alcanzó niveles de producción de petróleo más altos de los últimos 20 años, llegando a 690.958 barriles por día.

Esto representa un incremento interanual del 7,7%, lo que demuestra el fortalecimiento y el dinamismo del sector energético nacional. pic.twitter.com/404CqXg6D5

— Secretaría de Energía (@Energia_Ar) May 23, 2024

El país experimentó un superávit en su balanza energética durante el primer trimestre del año, llegando a 1.670 millones de dólares. Vaca Muerta posee recursos que equivalen a seis veces el consumo de energía de Argentina durante los próximos 20 años, según estimaciones de petroleras.

Se estima que Argentina podría alcanzar una producción de 1 millón de barriles por día y exportar entre 22.000 y 30.000 millones de dólares anuales gracias a Vaca Muerta, lo que podría contribuir a la estabilización macroeconómica del país mediante la generación de divisas.

El recurso de Vaca Muerta tiene el potencial de convertir al país en un exportador estructural de petróleo, proporcionando al mundo energía confiable, asequible y baja en carbono. La productividad de los pozos en Vaca Muerta supera a la de los pozos de shale en Estados Unidos y su intensidad de carbono se encuentra en el primer cuartil a nivel global.

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Río Negro: se extiende la inscripción al curso sobre potencial energético provincial

Se trata de un curso de formación virtual coordinado por el IPAP y la Secretaría de Energía y Ambiente, que hasta el momento tienen más de 1700 personas anotadas.

Esta capacitación está destinada a los agentes del Estado rionegrino y al público en general. Al finalizar el curso virtual, quienes hayan participado lograrán ampliar sus conocimientos sobre el potencial  energético de la provincia de Río Negro desde un enfoque estratégico en la economía regional y la transición hacia un modelo energético más sostenible.

Los interesados podrán anotarse mediante el siguiente formulario: https://forms.gle/vFLbopZTHDAkt9gU9 .

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EDEA realizó mejoras en la Estación Transformadora Mar del Plata

En el marco de su plan de inversiones, la Empresa Distribuidora de Energía Atlántica (EDEA) sigue realizando trabajos de mejora de infraestructura en las instalaciones de su área de operación.

En este contexto, la empresa ejecutó el cambio de un interruptor del anillo de 132 kV en la Estación Transformadora Mar del Plata, ubicada sobre la calle San Salvador 10925. A través de este equipo, que integra la red de alta tensión que alimenta de energía a la ciudad, circula aproximadamente el 33% de la electricidad total que consumen los usuarios.

Para evitar interrupciones de servicio durante la concreción de estos trabajos, la empresa llevó a cabo una diagramación de las tareas a realizar por las áreas de Equipos Eléctricos, Operaciones, Protecciones, Telecomunicaciones y Obras durante los cinco días que tomó su finalización.

La instalación de este interruptor de última tecnología, sumado al mantenimiento integral de todos los elementos de maniobra que lo componen, tiene el objetivo de mejorar la calidad y confiabilidad del servicio.

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Tarifas: sube el gas natural para grandes usuarios y estaciones de GNC

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENERGAS) modificó la tarifa que pueden cobrar los subdistribuidores de gas natural a los grandes usuarios (GU) y estaciones de GNC por el uso de sus instalaciones.

Por medio de la Resolución 230/2024, la norma se enfoca en las relaciones y tarifas entre Distribuidoras, Subdistribuidoras, Grandes Usuarios (GU), y Estaciones de Gas Natural Comprimido (GNC), y se da en medio del conflicto con este sector por el corte de suministro.

Asimismo, la resolución actual aprueba con carácter transitorio una nueva tarifa de $1.85 por m³ para los Subdistribuidores que usan sus instalaciones para suministrar gas a los Grandes Usuarios o Estaciones GNC, con vigencia desde su publicación en el Boletín Oficial.

Los puntos clave de la resolución

La tarifa anterior era de $0,290512 por metro cúbico.

La nueva tarifa es de $1,85 por metro cúbico.

La nueva tarifa es transitoria y estará vigente hasta que se complete la revisión tarifaria integral del sector del gas natural.

La modificación se debe a que los costos de los subdistribuidores se han incrementado en una medida significativamente menor que los ingresos vinculados a las categorías tarifarias a las cuales prestan principalmente el servicio de distribución (residenciales y Servicio General P).

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En medio de la ola polar, el Gobierno ordenó el corte de gas a las industrias y hay temor por el faltante

En medio de la ola polar y el fuerte avance del frente frío, el Gobierno le ordenó a las empresas de gas cortar el suministro. Si bien aducen que tuvo que ver con un mal cálculo, tendría que ver con perseguir la meta de alcanzar el superávit fiscal.

En el informe de Rosalía Constantino por De Una, contaron que el Gobierno envió una carta firmada por el interventor del Enargas, Carlos Alberto Casares, y del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo. En la misma se habla de un “mal cálculo”, pero se trataría de una temática más profunda que tendría como génesis la meta del superávit fiscal.

Desde hace varios días que las gasíferas denuncian faltante de combustible y eso genera aún más temor teniendo en cuenta que todavía no llegaron los días de invierno, que implican mayor demanda.

El faltante implica que el Gobierno deba salir a abastecerse a partir de la importación de los distintos tipos de gases para evitar el apagón. El escenario de carencia, en un país productor de gas, se presenta debido a varios factores.

Uno de ellos es la falta infraestructura: no hay gasoductos suficientes para transportar el gas a todo el país. Ya se compraron seis barcos de GNC y fuel oil, lo que termina saliendo más caro. Actualmente falta terminar un gasoducto, el cual no se llegó a licitarse sobre el final de la presidencia de Alberto Fernández porque se detectó que había sobreprecio en su gestión.

En el invierno entre abril y agosto es obligatorio contar con gas suficiente, sumado a que no está funcionando el barco gasificador. Si bien este panorama es habitual para las industrias esto es habitual, a muchas se les anticipó.

Es por esto que las industrias tienen cortes programados con el objetivo de que esta acción no afecte a los hogares. Desde el Gobierno anunciaron que el GNL es prioritario para los hogares.

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YPF dio a conocer los primeros resultados en la «lengua mendocina de Vaca Muerta»

La empresa petrolera anunció que seguirá realizando investigaciones en el shale de la provincia de Mendoza, posibilitando inversiones que alcanzarían los US$ 30 millones. La empresa YPF presentó los hallazgos de sus trabajos de exploración no convencional en el lado mendocino de la formación Vaca Muerta. Hasta este punto se ejecutaron dos pozos horizontales y uno vertical con rama de 1.074 y 1.059 metros cada uno en Paso Bardas Norte (concesión de exploración) y CN-VII A (permiso de exploración), con vistas a futuros pozos. La compañía anticipó que, en el año 2025, solicitaría la extensión de los permisos exploratorios y […]

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Hidrocarburos inició el debate para reconvertir a gas la fractura hidráulica

La comisión de Hidrocarburos, Energía y Comunicaciones comenzó a debatir la iniciativa que fija un plazo de siete años para que las empresas del sector hidrocarburífero dejen de utilizar fracturadores impulsados por combustible líquido y los suplanten por motores que funcionen a gas. Además, recibió —en forma virtual— al investigador del Conicet, Jonathan Nuñez, en el marco del proyecto que solicita la recuperación por parte de la provincia de represas hidroeléctricas. La comisión funcionó en minoría. El proyecto pertenece al legislador Darío Martínez (UxP) e impulsa un plan de transición que permita disminuir las emisiones de dióxido de Carbono (CO2), […]

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Sorpresa: el gasoducto Néstor Kirchner funciona a “media máquina” y el Estado se perderá de ahorrar US$450 millones este invierno

Se debe a la falta de insumos durante la gestión anterior y a la decisión del actual Gobierno de frenar las transferencias para obra pública. En los papeles, el gasoducto Néstor Kirchner, que conecta Vaca Muerta con Buenos Aires, se inauguró el 9 de julio del año pasado, y se anunció que estaría operativo completamente para este invierno, la época del año en la que más se consume gas. Pero, en la práctica, el ducto operará al 50% de su capacidad de transporte, por lo cual el Estado se perderá de ahorrar US$450 millones este invierno. Es lo que pagará […]

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