Comercialización Profesional de Energía

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Informacion y analisis del mercado energetico por especialistas.

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Minería: La Cámara de empresas mineras proyecta exportaciones de cobre por más de U$S 8.000 millones

Si se mejoraran las condiciones para el sector, al menos hay seis proyectos avanzados que se encuentran en condiciones de iniciar inversiones por más de U$S 20 mil millones para su construcción en el mediano plazo. Argentina podría convertirse en el quinto productor a nivel mundial de cobre en la próxima década. El escenario, es más que promisorio, según el último estudio elaborado por la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM). En la actualidad, el país cuenta con alrededor de media docena de proyectos de cobre de clase mundial, en condiciones de comenzar su construcción en el corto y mediano […]

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Vaca Muerta: Junto con la primera línea de la industria petrolera, Milei viajará a Neuquén para visitar por primera vez Vaca Muerta

El primer mandatario recorrerá el área Loma Campana, uno de los principales campos de petróleo no convencional que posee YPF. Lo acompañarán los principales referentes de las compañías petroleras. En su visita, podrían llegar a presentarse formalmente proyectos de infraestructura de transporte. El presidente Javier Milei viajará en agosto a Neuquén para visitar por primera vez Vaca Muerta, la gran apuesta que tiene la industria energética a nivel país. El mandatario visitará junto al CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, el área Loma Campana, el bloque insignia que posee la petrolera bajo control estatal en Vaca Muerta. Se trata […]

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Empresas: Tecpetrol y el petróleo no convencional de Puesto Parada

En la región sur de la cuenca neuquina, cerca de Senillosa, se encuentran Los Bastos, un área petróleo donde Tecpetrol ha operado sin interrupción por más de 30 años. El primer yacimiento de shale oil en desarrollo de la compañía Techint, que busca aumentar el volumen de petróleo producido en la cuenca, está orientado en esa área. En Fortín de Piedra, Tecpetrol ya comenzó a aplicar todo el know-how de los últimos años para desarrollar el nuevo yacimiento, y el no convencional es uno de sus fuertes. Como resultado, fue necesario incluir herramientas, recursos materiales y recursos humanos; el desplazamiento […]

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ENERGÍA: INSCRIPCION AL REGISTRO PARA NO PERDER SUBIDIO AL GAS Y LA LUZ

No solo se viene realizando directamente con los vecinos en condiciones de mantener el beneficio sino también con organismos públicos y privados que pueden intervenir en el mantenimiento del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), que dispuso y maneja el gobierno nacional. En este esquema, los asesoramientos y asistencias para completar los formularios de los usuarios que reúnen los requisitos y la documentación necesaria para ingresar al RASE y, de ese modo, evitar aumentos en sus facturas de consumo se realizan en las sedes de la Defensoría, sus oficinas de sus 46 delegaciones y en las […]

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Petróleo: Un gigante estadounidense quiere participar del Oleoducto Vaca Muerta Sur

Energy Transfer opera más de 200.000 kilómetros de ductos en Estados Unidos, donde cuenta con una sólida cartera diversificada que incluye la exportación de crudo y GNL. El proyecto de YPF está en etapa de licitación para la adjudicación de las obras del transporte, almacenamiento y terminal de exportación de crudo. Implica una inversión de u$s 2500 millones. El ambicioso proyecto de exportación de crudo que lleva adelante YPF está en plena etapa de licitación en sus obras fundamentales que le permitirá al país contar con la mayor plataforma marítima de exportación de petróleo, anticipando el fin del cuello de […]

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Vaca Muerta: Los camioneros analizan trabajar menos horas para que no los alcance Ganancias

Los choferes del oil & gas rechazaron la restitución del tributo para los trabajadores. Proponen un esquema de turnos de 8 horas efectivas de trabajo. Para los camioneros que se desempeñan en la industria hidrocarburífera no habrá excepciones tan amplias para el Impuesto a las Ganancias, como si lograron buena parte de los petroleros. Es así que este sector se encuentra en alerta y podrían promover una reducción de la jornada laboral para que sus afiliados no sean alcanzados por el tributo. Así lo indicó Gustavo Sol, secretario general del gremio de los camioneros en Río Negro, en contacto con […]

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Empresas: YPF avanza con su proyecto para producir combustibles con menos azufre en Luján de Cuyo

Con la instalación de los módulos de proceso que formarán parte de las nuevas plantas, YPF avanza con la modernización del Complejo Industrial Luján de Cuyo en el marco del proyecto Nuevas Especificaciones de Combustibles (NEC). Estas estructuras de grandes dimensiones arribaron provenientes de Canning, Buenos Aires, luego de un complejo operativo logístico de traslado que demandó 10 días. Se trata de módulos construidos por AESA de entre 24 y 30 metros de largo, 7,5 metros de ancho y 5 metros de alto compuestos por estructuras metálicas pesadas, tuberías de diversos diámetros y materiales, válvulas y accesorios de piping como […]

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Minería: IsoEnergy vendió a Jaguar Uranium sus proyectos mineros de uranio en Argentina

La operación está compuesta por los proyectos Huemul (Mendoza) y Laguna Salada (Chubut). La minera canadiense IsoEnergy completó la venta de sus proyectos mineros de uranio en Argentina a la empresa canadiense Jaguar Uranium. Según un comunicado de IsoEnergy, la transacción involucra el proyecto Laguna Salada ubicado en la provincia de Chubut y el proyecto Huemul ubicado en la provincia de Mendoza. En relación a esta transacción, Jaguar cede una acción propia de IsoEnergy por unos 9,2 millones de euros, otros 10 millones de dólares, y una regalía de retorno neto del 1% sobre Huemul y del 2% sobre toda […]

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Gas: «Vaca Muerta pierde hasta el 10% del gas por fugas que no se detectan»

¿Puede ser Vaca Muerta Net Zero 2050? Es la gran pregunta que se hace el sector. El tema ya es parte de la agenda ambiental para el futuro del shale neuquino. En el marco de la Jornada «Vaca Muerta Net Zero», realizada en Cutral Co, el ministro de Infraestructura de la provincia, Rubén Etcheverry, explicó que entre los temas a abordar se encuentran el Gas Verde, las iniciativas y normativas para la descarbonización, las acciones de la industria del petróleo y el gas, y el financiamiento que tiene la producción de hidrocarburos neuquina hacia la neutralidad del carbono. El funcionario […]

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Medio Ambiente: Se presentó en el Senado un proyecto para erradicar el uso de embarcaciones propulsadas por hidrocarburos en áreas protegidas

En el Parque Nacional Los Glaciares, en el Brazo Rico del Lago Argentina, se originó un derrame de hidrocarburos, lo que condujo al proyecto legal ante el Senado de la Nación. El mismo sugerirá eliminar la utilización de embarcaciones impulsadas por hidrocarburos en áreas protegidas en el ámbito de los Parques Nacionales del país. José María Carambia, el senador, presentó el proyecto. Una de las fundaciones menciona el estudio del mencionado incidente. “Un claro ejemplo del riesgo ambiental que representan las embarcaciones propulsadas por hidrocarburos, ya que la contaminación resultante afecta gravemente el ecosistema, dañando la flora y fauna locales […]

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Hungría niega fondo europeo a Ucrania por bloqueo a compañía de petróleo rusa

El ministro húngaro de Asuntos Exteriores, Peter Szijjarto declaró este martes que mientras Ucrania siga bloqueando el suministro de petróleo crudo de la compañía petrolera más grande de Rusia, Lukoil, no recibirá el pago de los 6.500 millones de euros de compensación por armamento del Fondo Europeo para la Paz.

“He dejado claro que hasta que Ucrania no resuelva este asunto, debe olvidarse del pago de los 6.500 millones de euros de compensación por armamento del Fondo Europeo para la Paz”, precisó Peter Szijjarto.

De igual manera, el canciller recalcó que se trata de un caso en el que se estableció una colaboración húngaro-eslovaca completamente clara, abierta y honesta, ya que Hungría inició conjuntamente con Eslovaquia el inicio de un procedimiento contra Ucrania ante la Unión Europea (UE) por la violación del acuerdo de Asociación.

The foreign minister said Ukraine’s decision to halt Russian oil company Lukoil’s crude oil transits to Hungary and Slovakia violates the EU-Ukraine association agreement. https://t.co/z0RQ6EvhWn

— About Hungary (@abouthungary) July 23, 2024

“Porque el acuerdo de asociación entre la Unión Europea y Ucrania establece que Ucrania no puede interrumpir total o parcialmente el tránsito de los transportadores de energía a través de Ucrania hacia los Estados miembros de la UE”, precisó.

De acuerdo a los datos oficiales del Gobierno húngaro, el 33 por ciento de las importaciones de petróleo crudo de Hungría lo suministra Lukoil, mientras Eslovaquia recibe de la empresa rusa entre el 40 por ciento y el 45 por ciento de todo su combustible.

“Por supuesto, estamos trabajando con el grupo integrado de petróleo y gas de Hungría, MOL sobre las soluciones jurídicas y técnicas necesarias para garantizar el suministro energético del país a largo plazo si los ucranianos no actúan. Creo que la situación es muy clara y la Comisión Europea realmente debería presionar a Ucrania para que permita nuevamente los envíos de petróleo de Lukoil a través de Ucrania”, reiteró.

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Adorni: “Argentina volvió a tener superávit energético después de 14 años”

El Vocero Presidencial Manuel Adorni destacó este martes que la Argentina volvió a tener en el primer semestre del año superávit energético, hecho que no se registraba desde hacía 14 años, al detallar que en ese lapso la balanza arrojó un saldo positivo de 2.758 millones de dólares, “dejando atrás el nefasto modelo de autoabastecimiento” del gobierno anterior.

En su habitual conferencia de prensa en la Casa Rosada, Adorni recordó que teniendo la segunda reserva de gas no convencional más importante del mundo en Vaca Muerta, Argentina “terminó en el pasado pagándole a Bolivia para importar gas”, y subrayó que “este es el camino para romper con el déficit de 30 mil millones de dólares que se acumuló durante la última década”.

Vinimos a transformar a la Argentina para siempre. A reencauzarla en el sendero de la prosperidad.

¡Gracias, Manuel (@madorni) querido, por destacar el trabajo que estamos haciendo en @Energia_Ar! pic.twitter.com/C5BRMRImdf

— Eduardo R. Chirillo (@chirilloeduardo) July 23, 2024

“Gracias al trabajo de la Secretaría de Energía, comandada por Eduardo Chirillo, la Argentina volvió a tener superávit energético en el primer semestre del 2024, hecho que no se registraba hace catorce años”, valoró Adorni.

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El parque solar de Pico contará con 75 cuadras de paneles solares

El gobernador Sergio Ziliotto ratificó este lunes, en el marco de una serie de obras del llamado Polo Energético del Norte Provincial, la construcción del parque fotovoltaico de General Pico y les pidió a los legisladores “acompañar como siempre lo han hecho” con la aprobación de una ley que establece, entre otros puntos, la inversión de parte de la renta petrolera en energías renovables.

Ziliotto estuvo acompañado, en un acto, por la intendenta Fernanda Alonso y el secretario de Energía, Matías Toso, entre otros. “Venimos a Pico a para ratificar una política de Estado. En el año 2020, presentamos el plan de desarrollo energético, lo pusimos en marcha y hoy, en la provincia de La Pampa, seguimos un camino, más allá de los vientos nacionales”, dijo.

Este año se creó el primer parque fotovoltaico en Victorica que da electricidad a 4300 viviendas y la idea es seguir, con fondos del petróleo, con otro en Pico. 

El mandatario reiteró que el parque en Pico se hará en forma gradual: primero de 10 megas para finalmente llegar a los 50 megas. “Queremos poner en marcha una obra que va a resolver la seguridad energética de todo el norte provincial. Para que tengan una idea, contemplará 75 manzanas de paneles solares para generar energía y calidad de vida”, dijo.

“El beneficio será tener energía en calidad y cantidad. Y que esa energía sea un motor para potenciar la industria”, expresó el mandatario.

Ziliotto dijo que en dos décadas espera que La Pampa pueda producir toda la energía que consume. “Vamos a un escenario a la soberanía energética, que lo planeamos y lo pusimos en marcha en 2020. Es una política de Estado, que trasciende a los gobiernos provinciales”, sostuvo. “Nuestro plan es a largo plazo”.

En los primeros días de junio, Ziliotto elevó a la Cámara de Diputados un proyecto de ley para potenciar la transición energética en la provincia. “Espero el acompañamiento, como siempre ha habido en estos temas, de los diputados”, sostuvo, en un claro mensaje.

 “Creo que tenemos el acompañamiento de toda la clase política, empresarial e industrial de La Pampa, para no abandonar el camino”, agregó.

“Son recursos provinciales (los invertidos). No sé si hay otras provincias que reinventan la renta petrolera en estos proyectos. Esto va a resolver la seguridad energética a todo el norte provincial, pero también vamos a generar 50 megas para alimentar al parque de actividades, con 100 millones se van a poner en marcha los primeros 10 megas”, expresó. “La energía no está en el programa de quienes gobiernan hoy el país. Pensamos en generar valor agregado a la industria. Vamos a un escenario de soberanía energética, una política de Estado que trasciende a quienes gobiernan”, insistió.

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Lanzan la 5ta. edición de la “Diplomatura en Negocios Petroquímicos” del Instituto Petroquímico Argentino y la Universidad Austral

Con la finalidad de brindar una formación integral y actualizada, el Instituto Petroquímico Argentino (IPA) y la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral darán comienzo, el próximo 6 de agosto, a la 5ta. Edición de la “Diplomatura en Negocios Petroquímicos”.

La Diplomatura, diseñada en colaboración con destacados expertos del sector y académicos de renombre, tiene como objetivo ofrecer un conocimiento profundo y práctico sobre los aspectos clave de la industria petroquímica, preparándolos para enfrentar los desafíos y procesos, y así aprovechar las oportunidades en este sector estratégico, según precisaron.

Estos conocimientos les permitirán a los asistentes estar mejor preparados para ingresar a esta industria o, si ya se desempeñan en ella, mejorar sus desempeños y sus posiciones dentro de las empresas. Este programa no solo responde a la creciente demanda de educación en el sector, sino que también se adapta a las nuevas circunstancias impuestas por la globalización y la digitalización.

«Estamos entusiasmados por dar inicio a la quinta edición de la Diplomatura en Negocios Petroquímicos junto a la Universidad Austral. Este programa se ha consolidado como una plataforma clave para la formación de profesionales para liderar en un sector tan dinámico y en pleno desarrollo como el petroquímico. La posibilidad de nuevas inversiones en el sector dado las nuevas reglas del RIGI abren un potencial de crecimiento singular para la industria Petroquímica nacional como agregado de valor de Vaca Muerta», enfatizó Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA.

Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA.

Formación

La diplomatura brinda una mirada transversal de la industria petroquímica que es necesaria como base para el desarrollo de una carrera profesional en el sector o en actividades relacionadas. Está orientada a profesionales y técnicos de la ingeniería, de ciencias exactas y/o económicas, abogados y otras especialidades que, vinculados a la industria petroquímica, necesitan comprender sus características y participar en actividades que son críticas para las empresas que integran el sector u organismos relacionados

La Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral y el Instituto Petroquímico Argentino extenderán el Certificado Académico de aprobación de la “Diplomatura Online en Negocios Petroquímicos” a quienes cumplan con el régimen de promoción. 

La diplomatura se desarrollará en 28 clases, a lo largo de 13 semanas, la cual se dictará en la modalidad virtual, con transmisiones vía streaming los martes y jueves, de 18 a 21 hs, y con acceso a clases en diferido desde el aula virtual.

El programa incluye, además de las clases dictadas por un prestigioso cuerpo docente, algunas presentaciones de líderes de la industria para abordar temas de actualidad y posibilitar una interacción entre alumnos y representantes empresariales, según indicaron.

El plan de estudio consiste en 3 módulos que cubren los siguientes temas:

• Introducción a la Industria Petroquímica.

• Productos básicos y productos intermedios principales.

• El negocio petroquímico y su contexto.

Para más información, o bien para más detalles sobre la inscripción y requisitos del programa, se puede ingresar en este link.

, Redaccion EconoJournal

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IsoEnergy vendió a Jaguar Uranium sus proyectos mineros de uranio en Argentina

La minera canadiense IsoEnergy completó la venta a la también canadiense Jaguar Uranium de sus proyectos mineros de uranio en Argentina.

De acuerdo a un comunicado difundido por IsoEnergy, la transacción incluye al proyecto Laguna Salada, ubicado en la provincia de Chubut, y el proyecto Huemul, en la provincia de Mendoza.

La transacción implica que, a cambio de esos activos, Jaguar cede a IsoEnergy acciones propias por calor de 10 millones de dólares (unos 9,2 millones de euros) y una regalía de retorno neto del 2 % sobre toda la producción de Laguna Salada y del 1 % sobre Huemul.

Otros aspectos del acuerdo por la venta están sujetos a una eventual salida a la bolsa de Jaguar Uranium.

“Al tomar en consideración las acciones, IsoEnergy permanece expuesta al alza de las acciones de Jaguar y esperamos apoyar a la compañía y a su exitoso equipo de liderazgo en el futuro”, dijo Philip Williams, director general IsoEnergy.

Jaguar Uranium ya poseía el proyecto de uranio Sierra Pintada, en Argentina, y el depósito Berlín, en Colombia.

Huemul es un proyecto de exploración en etapa inicial ubicado en la parte sur de la provincia de Mendoza.

Consta de 27.220 hectáreas de concesiones de exploración alrededor de la que fuera la mina Huemul-Agua Botada de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), la primera mina productora de uranio de Argentina.

El Estado argentino descubrió la zona Huemul-Agua Botada en 1952 y explotó el yacimiento entre 1955 y 1975.

Por su parte, Laguna Salada es un proyecto de uranio y vanadio en etapa avanzada, con una evaluación económica preliminar publicada en septiembre de 2014.

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La venta de combustibles cayó más del 12% en junio: la mayor retracción se vio en la nafta premium

Las ventas de combustibles cayeron un 12,05% en junio y alcanzaron su séptimo mes consecutivo de baja. Así lo reflejan los datos de la Secretaría de Energía donde detallan que en el sexto mes del año se despacharon 1.313.239 metros cúbicos, siendo la nafta premium, con una caída de 20,61%, donde se vió la mayor retracción en el expendio,

Por su parte, en las provincias que limitan con paises fronterizos, el consumo de combustibles disminuyó hasta un 34%. El detalle marca que naftas, con un 61,4%, lideraron las ventas, contra un 38,6% del gasoil.

A la ya mencionada caída en la nafta premium, el expendio de en la categoría super también sufrió una caída, pero de menor proporción (-6,27%), por lo que se desprende que las personas que todavía cargaron en estaciones de servicio se inclinaron por cambiar de calidad.

En lo que respecta al gasoil, la baja en los últimos 12 meses alcanzó el 16,72% para el segmento común, mientras que el premium fue de 9,04%.

Cómo fue el consumo de nafta y gasoil en las provincias

El expendio de combustibles en junio en 24 provincias, donde las cuales, en 16 la caída fue de dos dígitos porcentuales. Con 432.200.000 litros, la provincia de Buenos Aires fue el distrito donde mayor despacho hubo, luego le siguieron Córdoba, con 145.289.000 litros, Santa Fe con 112.290.000 litros y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires on 95.135.000 litros.

Formosa, con el 34,13%, fue la provincia que tuvo la mayor caída en la venta de combustibles, mientras que Jujuy, fue su polarización, y registró la menor baja con 2,99%.

Junio: los números en la caída de la venta de nafta y gasoil

Nafta súper: las ventas cayeron 6,27%.

Nafta premium: el consumo bajó 20,61%.

Gasoil: las ventas cayeron 9,03%.

Gasoil premium: el consumo bajó un 16,72%.

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Otro cambio en el Gobierno: el exCFO de YPF Alejandro Lew dejó el directorio del Banco Central

El Banco Central de la República Argentina (BCRA) oficializó un cambio en su directorio, al aceptar la renuncia de Alejandro Lew y nombrar en su reemplazo a Baltazar Felipe Romero Krause, mediante el Decreto 657/2024, publicado este martes en el Boletín Oficial.

La autoridad monetaria confirmó la desvinculación de Lew, luego de estar un poco más de seis meses en el directorio y de la polémica que había generado su nombramiento, tras haber sido vinculado directamente con la falta de combustibles en los días previos a las elecciones en su rol de gerente financiero de YPF.

El economista se había desempeñado como Chief Financial Officer (CFO) de la petrolera estatal durante la administración de Alberto Fernández, pero fue eyectado de su cargo en medio de cuestionamientos sobre su responsabilidad ante la escasez de combustibles en la antesala del acto electoral del año pasado.

Los señalamientos partían del Ministerio de Economía encabezado por el entonces candidato presidencial, Sergio Massa, y estuvieron acompañados de denuncias y presentaciones ante la Comisión Nacional de Valores y la SEC, el organismo que regula los mercados en los Estados Unidos.

A tan solo semanas de producirse su salida de la principal compañía energética del país, fue designado como director del BCRA hasta el 23 de septiembre de 2028, pero en la jornada de hoy se conoció la decisión de alejarse anticipadamente de la mencionada función.

En su lugar, la entidad que preside Santiago Bausili, designó en comisión al economista Baltazar Romero Krause desde el 1 de julio y con mandato por el mismo periodo estipulado previamente, es decir por los próximos cuatro años.

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Los trabajadores petroleros de “boca de pozo” no pagarán ganancias, pero sí lo harán los empleados administrativos y jerárquicos

Los operarios petroleros que trabajan en las tareas de mantenimiento, exploración, y explotación de yacimiento denominado trabajadores “en boca de pozo” estarán exentos del impuesto a las Ganancias, pero si tributarán los empleados administrativos y jerárquicos de esos estratégicos emprendimientos.

El Gobierno reglamentó el impuesto a las ganancias donde detalló quienes serán considerados de trabajadores en “boca de pozo” para limitar el beneficio de no pagar ganancias, según se estableció en el decreto 652.

La ley aprobada por el Congreso mantuvo la eximición para los trabajadores petroleros, pero el Gobierno en la reglamentación eliminó esa exención para los trabajadores administrativos y todo el personal jerárquico de esas firmas, con lo cual casi un cincuenta por ciento de la actividad pagará ganancias.

Según el decreto 652 se considera personal de que trabaja en la producción de la actividad petrolera a los trabajadores que se desempeñan en la exploración petrolífera o gasífera; en las tareas desempeñadas en boca de pozo y afectadas a la perforación, terminación, mantenimiento, reparación, intervención, producción, servicios de operaciones especiales y servicios de ecología y medioambiente en los pozos petrolíferos o gasíferos. 

También determina que quedan incluidos dentro del concepto de “personal de pozo” a los trabajadores que hacen tareas de mantenimiento de instalaciones que sean necesarias para la producción de hidrocarburos y labores que fueran necesarias para la exploración y producción de hidrocarburos.”.

Señala que “en ningún caso el personal administrativo” califica como “personal de pozo” y tampoco deberá considerarse a todo otro personal directivo.

En ese sentido no podrán tener la exención de ganancias directivos de empresas privadas o públicas petroleras, ni accionistas ni gerentes.

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

Proyectos mineros como Josemaría y Filo Del Sol en San Juan y Taca Taca, en la puna salteña, están expectantes por la puesta en marcha del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Esta normativa aplica a las “Grandes Inversiones” en proyectos de energía, petróleo y gas. En este contexto, se esperan movimientos en las economías regionales involucradas en la producción de energía limpia.

Argentina tiene un gran potencial para la producción de energía verde. Desde Buenos Aires hacia el sur del país, se destacan las condiciones de desarrollo para la energía eólica. También, en el norte, la energía fotovoltaica tiene buenas posibilidades. De este modo, en un marco económico y político local adecuado, se proyecta la ampliación de la generación renovable en la próxima década”, afirma Lucía Mejuto, Business Development Manager de Aggreko.

De acuerdo con elInforme de Transición Energética en América Latina realizado por Aggreko, líder global en soluciones de energía, el 35% de los latinos reconoce que la energía sostenible es una cuestión importante, pero que existen prioridades más importantes que gestionar.

Además, el 30% de los encuestados indicó que la acción del gobierno es escasa a la hora  de introducir energías sostenibles en el país. Luego, el 24% la reconoce como una prioridad para el gobierno y considera que existen muchas soluciones y planes sostenibles.

En definitiva, si bien una parte de los latinos reconoce que la transición energética se trata de una prioridad, otro porcentaje de ellos sigue considerando más relevantes otras cuestiones, y una proporción considerable identifica la inacción gubernamental. Esto subraya la necesidad de una mayor claridad en las políticas estatales y compromiso para impulsar la transición hacia una matriz energética más sostenible en América Latina.

Economías regionales y acción estatal

En relación al rol del Estado para incentivar la producción de energías limpias, Mejuto expone: “Un contexto favorable a la producción de energía implica la solicitud de incentivos por parte de las provincias. Es fundamental una legislación alineada que establezca incentivos fiscales para energías renovables, y metas de reducción de carbono”.

“A su vez, los gobiernos pueden ofrecer subsidios y otros incentivos financieros a empresas y particulares para promover la inversión en tecnologías limpias, de modo que sean más competitivas frente a las energías fósiles. Otro punto importante es la construcción de infraestructura adecuada, como redes eléctricas inteligentes y sistemas de almacenamiento de energía, es esencial para integrar las energías renovables de manera eficiente en el sistema energético”, puntualizó la Business Development Manager de Aggreko.

, Redaccion EconoJournal

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Enermart, Astronergy, Diprem y Enerfín debatirán sobre el mercado renovable en el megaevento FES Colombia

En los próximos meses, ejecutivos de entidades y empresas y funcionarios de toda la región latinoamericana, se reunirán para discutir los desafíos y oportunidades que rodean a las energías no convencionales.

Future Energy Summit (FES), plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables, presenta su cuarta edición en el mercado colombiano. La convocatoria llega a pedido de stakeholders del sector, tras el éxito obtenido en eventos anteriores (ver transmisión), tanto en el país como en otras plazas estratégicas de Iberoamérica.

El megaevento “FES Colombia” que se llevará adelante los días 29 y 30 de octubre de este 2024 en el prestigioso Hotel Marriott Bogotá ( Calle 73 No. 8 – 60, Santa Ana, 110221, Colombia),  ofrecerá un escenario ideal para el debate en su salón de conferencias y brindará espacios exclusivos de networking para que empresarios exploren sinergias y nuevos negocios sostenibles.

ENTRADAS DISPONIBLES

Se espera que más de 500 profesionales asistan a la feria para analizar el futuro de las energías limpias en la región, teniendo en cuenta el creciente interés que existe en Latam por impulsar nuevas inversiones en tecnología eólica, fotovoltaica y el almacenamiento energético en baterías e hidrógeno verde.

Y dentro de la nómina de empresas que acompañarán el evento #FESColombia, Enermart, firma boutique especializada en el mercado de energías no convencionales, encabezará el tercer panel a través de su CEO, Natalia García, con la mirada puesta en analizar Estrategias de inversión, financiación y logística de proyectos renovables en Colombia

Durante el debate moderado por Juan Carlos Badillo, Managing Partner en AtZ Investment, la experta intercambiará posiciones sobre como materializar inversiones sostenibles en el país para aportar a la transición energética.

A su turno, el panel 4 titulado «Innovación constructiva y desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector energético en la región Andina» contará la participación de Ximena Castro Leal, Gerente Comercial Colombia de Diprem, Carlos Javier Rodríguez, Country Manager Colombia de Enerfín y Juan Camilo Navarrete, Sales Director Latam de Astronergy.

Con una trayectoria de más de dos décadas en el sector, Diprem ha consolidado su posición como líder en gestión empresarial, al ofrecer servicios integrales que abarcan desde la dirección de obra hasta el reclutamiento especializado. De esta forma, Castro Leal planteará los grandes desafíos que presenta la región tales como la disponibilidad de talento, la formación profesional y la necesidad de reglas claras y políticas de incentivo por parte de los organismos estatales.

Por su parte, Enerfín, filial de energías renovables de Statkraft, revelará su portafolio de proyectos de gran escala en el país y explicará las principales barreras que obstaculizan la entrada de operación de 1 GW de proyectos renovables en período de pruebas.

Asimismo, Navarrete en representación de la compañía fabricante de módulos fotovoltaicos pionera en tecnología N-Type, destacará las innovaciones más eficientes de la industria solar y propondrán cambios regulatorios para facilitar el desarrollo de proyectos fotovoltaicos en el país.

Por todo lo expuesto, FES Colombia nuevamente será un espacio para promover el diálogo y explorar sinergias entre las principales empresas y protagonistas del sector renovable del la región Andina. Adquiera su entrada para acceder a la cumbre a través de este link.

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

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¿Qué rumbo tomará el CENACE con el próximo gobierno?

Durante la campaña electoral Claudia Sheinbaum, presidente electa de los Estados Unidos Mexicanos, dijo públicamente estar a favor de la propuesta de «contrarreforma» a la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) que fue promovida por el presidente Andrés Manuel López Obrador, aquella que no terminó de prosperar tras su evaluación en el Congreso y una serie de amparos.

«La LIE no es inconstitucional, es fundamental que la CFE sea una comisión fuerte. AMLO planteó que el 54% de la energía la genere CFE y el 46% los privados. Es una relación razonable. No puede ser es que se beneficie a los privados en contra de la CFE. Eso es lo que está a discusión en este momento”, explicó Sheinbaum (ver más).

Pero ahí no terminaría el asunto. En el corazón de este replanteamiento del sector, uno de los ejes centrales es -dependiendo la óptima de la que se mire- integrar o desaparecer una serie de organismos autónomos, entre ellos el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) que regresaría a la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Esta semana, durante un foro técnico del Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE), el director general del CENACE, Ricardo Octavio Arturo Mota Palomino, se refirió al cambio de rumbo o no que podrá tomar el organismo descentralizado en el sexenio de Sheinbaum.

«Lo que el Doctor Mota comentó es que el siguiente gobierno deberá plantearse la necesidad de que el suministro eléctrico sea nuevamente un servicio público o no y es ahí donde podría caber la posibilidad de que el CENACE se reintegre a la empresa del Estado», aclararon fuentes del CENACE en exclusiva para Energía Estratégica.

Aquello reavivó la discusión sobre la propuesta de «contrarreforma» a la LIE y de los impactos que podrían recibir otros actores del sector, como generadoras renovables privadas.  Gonzalo Monroy, director general de GMEC, consideró que, dependiendo las medidas que finalmente se implementen durante el nuevo gobierno y si se ratifica que CENACE volverá a la CFE, podría haber severas repercusiones en la competitividad y eficiencia del mercado.

«Gran parte de la forma en que CFE trató de ganar mercado tiempo atrás fue a través del CENACE, haciendo uso de la figura de energía fuera de mérito que, vinculado al concepto de confiabilidad del sistema, fue que permitió meter muchas de sus plantas más ineficientes, plantas que con un estricto despacho económico simplemente no hubieran despachado o vendido su energía. De prosperar justamente la reincorporación del CENACE a la CFE haría que desaparezca como operador independiente del mercado y del sistema, creándose este tipo de conflictos de interés», observó Gonzalo Monroy, advirtiendo que de darse a lugar a la propuesta de contrarreforma eléctrica, podrá haber discrecionalidad y las generadoras renovables privadas perder su prioridad de despacho en el sistema eléctrico.

Al respecto, es preciso recordar que la reforma del 2013 de Peña Nieto estableció que tienen derecho a entrar a la red de transmisión y generar energía eléctrica las privadas de energías renovables en primer lugar, luego otras privadas que generan con gas natural y por último las plantas de la CFE.

«En México en la forma o el criterio con el que se hace la asignación del despacho o la compra de la energía por parte del operador es a través de el costo marginal de corto plazo, palabras más palabras menos, es el costo del combustible. De allí, claro lo más barato es obviamente el sol, es obviamente el viento o en el lugar es que sea apropiado y necesario está la parte de la geotermia, hidroeléctricas o hasta la central nuclear de Laguna Verde. Luego ya entra el corazón del sistema que es la parte de los ciclos combinados de gas natural y al final de la cola están las plantas termoeléctricas de combustóleo y plantas de emergencia de diésel», repasó el consultor.

Y añadió: «Ahora, la idea es que CFE siga siendo el jugador predominante, pero preponderante al despachar primero toda la energía que puedan llegar a producir por sobre el resto, que no enfrente competencia y de lo que sobre el mercado -el famoso 46%-, que se lo discutan los privados».

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ADELAT destaca buenas prácticas regulatorias para robustecer la distribución eléctrica en Latam

El cambio climático ha acelerado el riesgo de afectaciones por eventos extremos como “El Niño”, lo cual hace indispensable una mayor electrificación capacidad de la red, sobre todo, en países latinoamericanos donde la matriz se basa principalmente en la energía hidroeléctrica y esta no resulta suficiente para suministrar energía en periodos de estiaje.

La necesidad de descarbonizar estas economías hacia fuentes renovables llevan consigo desafíos tales como mayores picos de demanda, balances de carga y problemas de curtailment propios de la variabilidad de energías no convencionales.

Para dar respuesta a estos retos, la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), organización sin fines de lucro creada en 2021 con la mirada puesta en el presente y el futuro del sector, llevó adelante el evento “Calidad de distribución de energía eléctrica: experiencias y buenas prácticas regulatorias».

Allí, Roberto Cajamarca Gómez, director de Gestión del Conocimiento Adelat propuso una serie de medidas que ayudarían a mejorar la calidad del servicio eléctrico de los países latinoamericanos mientras avanzan en la transición energética.

“Si bien América Latina ha hecho avances en los últimos años en calidad de distribución, aún hay oportunidades de mejoras. La mayor electrificación del consumo, el cambio de paradigma en la distribución y los flujos bidireccionales crean necesidades como la inversión en infraestructura para nuevas tecnologías, mayores incentivos regulatorios y condiciones de equilibrio económico y tarifario de sustentabilidad financiera”, explicó.

Y agregó: “La regulación influye mucho en la calidad de la distribución. Se requieren incentivos positivos para las inversiones en infraestructura y una institucionalidad que funcione para hacer válidos estos incentivos. Las características de las redes también influyen en la calidad, la configuración de la red, densidad de usuarios y pérdidas de energía. También, lo hacen los eventos externos como cambios climáticos y las afectaciones por terceros”.

De acuerdo al experto, Colombia, Brasil y Perú son los únicos países de Latam con incentivos por cumplimiento, una buena práctica regulatoria que debería ser incorporada en otros países.

A su vez, calificó como positiva la publicación anual de estos países de mecanismos de transparencia y de publicidad de sus indicadores de calidad para la consulta pública. Incluso en algunos casos, existe un ranking anual de empresas con mejor desempeño lo cual también es considerado por ADELAT como un esquema valioso.

De esta forma, Cajamarca Gómez advirtió que la regulación por incentivos es muy exitosa porque alinea los intereses de las distribuidoras con los objetivos de calidad establecidos por las autoridades. Esta regulación puede incluir: tarifas basadas en desempeño, incentivos por metas logradas a largo plazo, cumplimientos de los mínimos exigibles, penalizaciones por incumplimientos, definición de eventos excluibles, mecanismos de participación y transparencia y reportes y supervisión .

Según el vocero de ADELAT, Reino Unido ha creado el Modelo RIIO (Revenue igual Incentives + Innovation +outputs) que resulta un «ejemplo de vanguardia» en términos de regulación por incentivos. 

Se trata de un modelo en el que el ingreso está atado a incentivos financieros y de reputación por eficiencias y reducción de costos pero también a criterios de innovación nuevas tecnologías y soluciones y a resultados relacionados con metas de calidad, seguridad, sostenibilidad y servicio al cliente.

Asimismo, el ejecutivo señaló que en Estados Unidos se han dado programas de incentivos similares a RIIO que han sido muy bien recibidos por el sector. “Incluyen iniciativas muy interesantes para fomentar el despliegue de redes inteligentes, microgrids y resiliencias frente a desastres y ciberataques y programas de eficiencia energética y respuesta de demanda”, argumentó.

En síntesis, el experto llamó a que los países latinoamericanos tomen estos esquemas como modelo y trabajen en un marco regulatorio y normativo que genere confianza para realizar inversiones de largo plazo.

Propuso también el desarrollo de las redes con estándares claros e incentivos equitativos que permitan que las empresas actúen bajo las mismas directrices y faciliten la comparación y evaluación de los indicadores de calidad.

Y añadió: “Se necesita una remuneración de la inversión basadas en costos reales y no teóricos como aún ocurre en algunas empresas de la región. A su vez, se deben fijar metas alcanzables y adaptables a contextos porque no son los mismos retos para comunidades rurales que para zonas urbanas”. 

Asimismo, insistió en el otorgamiento incentivos económicos por metas de calidad que promuevan la incorporación de innovación y mayor claridad en las condiciones para eventos excluibles, es decir, que no impongan cargas probatorias excesivas para las empresas. 

Por último, para el experto, se contribuirá al fomento de inversión con una mayor participación de asociaciones público privadas (APP) y con la facilitación de permisos y licencias de las autoridades para el desarrollo de las infraestructuras que en algunos de los países como Colombia vienen siendo más complejos.

 

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El Banco Mundial proyecta un potencial de 1200 GW eólicos offshore en Brasil

El Banco Mundial, en colaboración con la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), le presentó al Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil un estudio sobre los escenarios de desarrollo de la eólica marina en el país.

El informe tiene como objetivo apoyar la decisión de trazar un camino a largo plazo para las necesidades energéticas de Brasil y al mismo tiempo cumplir con los objetivos de mitigación climática, seguridad energética, tarifas asequibles y desarrollo económico, mediante diferentes escenarios de expansión.

Tal es así que el escenario más ambicioso muestra que la eólica offshore tiene un potencial técnico de más de 1200 GW, incluidos 480 GW de potencial de cimentación fija (a profundidades inferiores a 70 metros) y 748 GW de potencial de cimentación flotante (profundidades de 70 a 1.000 m).

Esto representa cuatro veces la capacidad instalada actual del país; mientras que el costo podría caer de USD 64 (R$ 344) por MWh en los primeros proyectos (alrededor de un 50% por encima de los precios de energía solar y eólica terrestre) a USD 40-50 (R$ 215-268) por MWh hacia el 2050. 

Además, para dicho año podría generar más de 516.000 puestos de trabajo hasta 2050 y aportar un valor agregado bruto de, al menos, R$ 900.000.000.000 a la economía brasileña, según el estudio elaborado entre el Banco Mundial y la EPE. 

“La energía eólica marina puede desempeñar un papel destacado en la matriz energética brasileña. Sin embargo, vale recordar que los primeros proyectos eólicos marinos tendrán un costo de generación mayor que los proyectos terrestres y requerirán una expansión significativa de las capacidades nacionales si Brasil quiere competir con mercados establecidos en Europa, o incluso con nuevos mercados en el continente americano”, señala el reporte.

Cabe recordar que la hoja de ruta de energía eólica offshore que planteó la Empresa de Pesquisa Energética tiempo atrás proyecta que Brasil tendrá 4 GW operativos al 2035 y 16 GW al 2050, lo que representaría el 3% de la generación total proyectada para el país.

Eso significa una inversión de USD 40.000.000.000 hasta 2050 y una tasa media de instalación de poco menos de 1 GW por año, lo que equivaldría a utilizar sólo el 1,2% del fondo marino disponible. 

Sin embargo, el estudio del Banco Mundial también analizó escenarios intermedios y ambiciosos, ya que consideró premisas generales sobre la capacidad eólica costa afuera necesaria para descarbonizar la economía brasileña y lograr emisiones netas de carbono cero.

En el marco de expansión moderada se prevé que la eólica offshore juegue un papel importante en la matriz eléctrica de Brasil, con 8 GW de capacidad instalada hacia 2035 y 32 GW hacia 2050 (6% de la capacidad instalada total del país), ocupando el 2,3% del fondo marino técnicamente viable. 

“Las inversiones se justifican por la ejecución, a un ritmo regular, de 1,8 GW por año de proyectos con un capex total de USD 80.000.000.000 (R$ 430.000.000.000)”, detalla el documento. 

Mientras que el escenario más ambicioso estimó que dicha tecnología puede lograr 96 GW de capacidad instalada al 2050, representando casi una quinta parte de la generación total del país hacia 2050 y ocupando el 7,1% del fondo marino técnicamente viable. 

“Este escenario fue diseñado con el objetivo de colocar a Brasil como un líder importante en el desarrollo de la energía eólica offshore y considera la necesidad de mayor capacidad marina para alcanzar los objetivos de electrificación y descarbonización industrial, especialmente las necesidades renovables para la demanda esperada de hidrógeno verde para 2050 (aprox 100 GW de nueva potencia)”, aclara el archivo. 

El mismo requeriría una inversión total de USD 240.000.000.000 (R$ 1,289 billones] y una tasa promedio de instalación de 5,3 GW por año, lo que sería una tasa de crecimiento muy superior a la de cualquier país hoy, con excepción de China. 

Además, esas adiciones anuales de 5,3 GW impulsarían mejoras sustanciales de la infraestructura existente y nuevas incorporaciones a la capacidad de producción, lo que daría como resultado USD 168.000.000.000 (R$ 902.000.000.000) de valor agregado bruto acumulado y 6.000.000.000 de años ETI acumulados entre 2028 y 2050.

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Iguacel crea un consorcio petrolero con Ingeniería SIMA y TB Cargo para desarrollar campos maduros en Neuquén que dejará YPF

YPF sigue avanzando con el proceso de desinversión de yacimientos convencionales en varias provincias del país. Bajo el paraguas de ese proceso, denominado por la petrolera como Proyecto Andes, una de las últimas novedades que pudo confirmar EconoJournal es que Bentia Energy, acrónimo de Bendita Tierra, un consorcio creado por el ex ministro de Energía Javier Iguacel para desarrollar campos maduros y desembarcar en el el sector hidrocarburífero, tiene posibilidades de adquirir el clúster Neuquén Norte.

Iguacel, que encabezó la cartera de Energía entre 2018 y 2019 y después fue intendente de Capitán Sarmiento, una localidad en el interior de la provincia de Buenos Aires, se asoció con Lucas Logaldo, su ex jefe de gabinete en 2018, y Lisandro Garmendia, accionistas de TB Cargo, para formar Bentia Energy, a mediados de 2024.

Luego, Bentia Energía se puso de acuerdo con Ingeniería SIMA, comandanda por Diego Manfio, uno de los mayores empresarios de servicios petroleros de la cuenca Neuquina, para realizar una oferta conjunta por el clúster Neuquén Norte que concentra las áreas Señal Cerro Bayo, Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz y Las Manadas, donde está desinvirtiendo YPF. La operación de las cuatro áreas estaría a cargo de Bentia Energy.

Iguacel en un yacimiento de Angola cuando aún trabajaba en Pluspetrol.

Una de las petroleras que estaba pugnando por este clúster era Petróleos Sudamericanos (PETSA), pero la oferta de Bentia Energy terminó siendo más competitiva, según indicaron fuentes privadas a EconoJournal.

Con el armado de este nuevo emprendimiento privado dentro de la industria petrolera, Iguacel —que desarrolló la mayor parte de su carrera profesional en Pluspetrol, una de las cuatro mayores empresas productoras de hidrocarburos de la Argentina— parece poner en suspenso su carrera política tras desistir de competir, a mediados de 2023, como pre-candidato a gobernador de la provincia de Buenos Aires por un pedido de Patricia Bullrich, por entonces candidata presidencial de Juntos por el Cambio.

Los socios

TB Cargo es una empresa argentina con presencia en nueve países y con 50 años de trayectoria. Cuenta con amplia presencia en el sector de logística y en los últimos años desembarcó en el litio, en tanto que además se encarga de la provisión de insumos y servicios para las industrias energéticas y mineras. Cuenta con bases operativas en Añelo (Neuquén), Salvador Mazza (Salta), Perico (Jujuy) y Berazategui (Buenos Aires). Hoy realiza perforaciones en litio con dos equipos y es la segunda proveedora de Baritina, insumo esencial para la perforación de Vaca Muerta.

De izq. a derecha: Diego Manfio (Ingeniería Sima), Lucas Logaldo (TB Cargo) y Javier Iguacel.

Ingeniería SIMA es una empresa neuquina con más de 800 empleados en contratos de oil & gas, con más de 40 años en el mercado y con proyectos de ingeniería, construcción de instalaciones de superficie, operación y mantenimiento de campos petroleros y gasíferos, servicios de pozo, desarrollo de infraestructura y exploración y producción de áreas maduras.

, Roberto Bellato

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Smart Solar Tour: Solis se asocia con S-5! y Trina Solar para ofrecer soluciones ideales

Los gigantes líderes de la industria fotovoltaica Ginlong Solis, Trina Solar y S-5! se han unido para elevar el sector solar en Centroamérica a través de un innovador Smart Solar Tour. Esta iniciativa colaborativa tiene como objetivo profesionalizar la industria solar de la región mediante la provisión de soluciones de vanguardia y capacitación a los profesionales del sector. 

Tras la finalización de tres tours nacionales, el Chief Technology Officer de Solis Latam, Sergio Rodríguez, comentó: «Fue una experiencia excepcional. La colaboración de estas tres empresas representa un sistema fotovoltaico integral, al contar con paneles solares, inversores y herrajes de última generación que mejoran el sistema fotovoltaico. Tuvimos excelentes interacciones con profesionales de la industria solar de Centroamérica y proporcionamos una solución ideal.»

El Smart Solar Tour, una iniciativa de capacitación organizada conjuntamente por Solis, Trina Solar y S-5!, tuvo lugar en Guatemala, Honduras y Panamá. Estos eventos atrajeron a más de 200 asistentes interesados en conocer y familiarizarse con las ofertas de las tres marcas, especialmente a través de workshops colaborativos.

Durante las sesiones de capacitación, Sergio presentó a los clientes centroamericanos el último producto de Solis: el S6-GU350K-EHV, un modelo específicamente diseñado para proyectos a escala de servicios públicos. Este inversor sobresale en rendimiento, seguridad y rentabilidad, lo que lo hace ideal para proyectos fotovoltaicos a gran escala. Posee una eficiencia máxima de hasta el 99.0%, asegurando una producción de energía óptima. Sus características incluyen protección IP66 y resistencia a la corrosión C5, lo que lo hace adecuado para entornos con alta salinidad y alta contaminación, y se desempeña excepcionalmente bien en condiciones adversas. Equipado con monitoreo a nivel de cadena y escaneo inteligente de curva IV, facilita la operación y el mantenimiento inteligentes.

Además, el inversor conectado a la red S6-GC150K, diseñado para uso comercial e industrial, cuenta con protección IP66 y resistencia a la corrosión C5, asegurando una operación eficiente a largo plazo en entornos adversos. Su funcionalidad de desconexión DC inteligente garantiza la seguridad del sistema con tiempos de respuesta a nivel de milisegundos.

«Estábamos emocionados de ser parte de esta iniciativa que nos llevó por Honduras, Guatemala y Panamá para conectarnos con actores clave de la industria energética. Nuestro objetivo era hacer accesibles las últimas innovaciones de Trina Solar a instaladores y especialistas, proporcionándoles las herramientas para liderar la transición hacia un futuro energético más sostenible en América Latina,» comentó Harold Steinvorth, Director de Generación Distribuida para Trina Solar en América Latina.

Juan Carlos Fuentes, Director de Negocios Internacionales LATAM y Europa de S-5!, agregó: «Este evento innovador, realizado en colaboración con fabricantes líderes y amigos, nos permitió conectarnos proactivamente con nuestros clientes en Centroamérica. Pudimos entender mejor las realidades locales y ofrecer las soluciones necesarias para sus proyectos. Estamos encantados de haber participado en este evento y estamos comprometidos a fortalecer nuestra presencia local en cada región.»

Los asistentes en los tres países mostraron gran interés en aprender y actualizarse con las tres marcas, especialmente en los talleres preparados conjuntamente. Iván Pastor de Solaris Honduras comentó: «Nuestros departamentos de Ingeniería y Proyectos participaron en el Smart Solar Tour para mantenerse actualizados con las últimas tendencias y productos de Solis, Trina Solar y S-5. Estamos comprometidos a proporcionar las mejores soluciones a nuestros clientes a través de la innovación y el uso de energía renovable.» Juan Pablo Chang de Enervolta Guatemala añadió: «El evento del Smart Solar Tour en Guatemala fue una experiencia enriquecedora. Aprendimos sobre los últimos desarrollos en energía solar disponibles para América Latina, proporcionándonos nuevas oportunidades para avanzar en la sostenibilidad en la región.»

Debido al éxito en las inscripciones y la asistencia a las sesiones de capacitación en los tres países, ya se están realizando planes para incluir un cuarto país en Centroamérica antes de fin de año.

Acerca de Solis

Establecida en 2005, Ginlong (Solis) Technologies es uno de los mayores y más experimentados fabricantes de inversores fotovoltaicos de cadena. Presentada bajo la marca Solis, la cartera de la compañía utiliza tecnología innovadora de inversores de cadena para ofrecer una fiabilidad de primera clase, validada bajo las certificaciones internacionales más estrictas. Con una cadena de suministro global y capacidades de I+D de clase mundial, Ginlong optimiza sus inversores para cada mercado regional, sirviendo y apoyando a sus clientes con un equipo de expertos locales. Para más información, visite Solis – Solis – Global Manufacturer of Solar & Energy Storage Solutions.

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Con el respaldo de Santiago Caputo, designarían a Alberto Lamagna como nuevo titular de la estatal Nucleoeléctrica

El gobierno de Javier Milei anunciará en los próximos días un recambio de autoridades en una compañía estatal del sector energético con la intención de avanzar con la agenda de privatizaciones de empresas públicas contempladas en la Ley de Bases. La empresa en cuestión es Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA), que opera las tres centrales nucleares que existen en el país.

En esa clave, Santiago Caputo, principal asesor y hombre de máxima confianza del Presidente, tomará el control del área nuclear a través de la designación de Alberto Lamagna como nuevo presidente de NA-SA en reemplazo del titular actual, Luis Fasanella, que llegó al cargo de la mano del ex jefe de Gabinete Nicolás Posse. Así lo indicaron fuentes oficiales a EconoJournal.

El desembarco de Lamagna es promovido por Diego Chaher, el ex interventor de la Agencia Télam que está al frente de una Unidad Ejecutora de Empresas, que responde políticamente al poderoso asesor presidencial.

Alberto Lamagna, un funcionario versátil que pasó por buena parte del espectro político, asumiría la conducción de NA-SA.

Acomodaticio

El recorrido político de Lamagna describe un perfil acomodaticio. Durante el kirchnerismo fue designado como gerente de Desarrollo Tecnológico de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) a partir de su alineamiento con Daniel Scioli. A raíz de eso, tuvo un paso por la Fundar Dar, que impulsaba el armado del entonces gobernador de la provincia de Buenos Aires. Sin embargo, con el triunfo de Mauricio Macri en 2015 se acercó al PRO por medio del peronismo federal y llegó a la vicepresidencia de CNEA en 2016.

Con el victoria de Alberto Fernández en 2019, volvió a saltar al Justicialismo y siguió en el cargo el organismo atómico hasta 2021. Y ahora logró cautivar Chaher con la tesis de acelerar la privatización de NA-SA en el segundo semestre del año, un objetivo a priori inviable a no ser que se pretenda rematar los activos y destruir valor dentro del sector nuclear. Lamagna tiene la ilusión de ser confirmado este viernes como nuevo titular de NA-SA, pero los tiempos legales no lo permitirían.

En el plano profesional, Lamagna es un doctor en física que se especializó en materiales fotovoltaicos, celdas solares para satélites, superconductividad y procesos de fabricación de micro y nanodispositivos. También lideró hasta el año pasado un equipo de trabajo de enriquecimiento de uranio por láser dentro del organismo nuclear.

La presidencia de NA-SA es actualmente ocupada por Luis Fasanella, un profesional que llegó al cargo con el respaldo del vicejefe de Gabinete, José Rolandi. No está claro cuál será el futuro profesional y político del titular de Nucleoeléctrica. «Aún no está todo definido. Pasado el fin de semana se terminarán de definir los cambios en el sector nuclear«, indicaron en un despacho oficial.

Santiago Caputo junto con el presidente Milei y el embajador en EE.UU., Gerardo Werthein.

Mapa de poder

La toma de control del área nuclear por parte de dos de las principales personas de confianza del presidente Milei comenzó formalmente el viernes pasado con la transferencia de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA)a la órbita de la Jefatura de Gabinete, que conduce Guillermo Francos. A través del decreto 644 publicado en el Boletín Oficial, Francos le quitó el control del máximo organismo nuclear a la Secretaría de Energía que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo. Por el momento no habría cambios en la conducción de la CNEA, actualmente presidida por Germán Guido Lavalle.

El jefe de gabinete Guillermo Francos recorrió hoy las obras del reactor CAREM. “Esta es una visita imprescindible para el Gobierno nacional. Estamos apoyando al equipo de ingeniería nuclear que hay en la Argentina”. Lo acompañaron funcionarios de Economía y gente del BICE. https://t.co/XWHQ7flO9V

— Nicolás Deza (@NicolasDeza) June 28, 2024

La silenciosa reubicación de la CNEA generó sorpresa en el organismo, al punto tal que estaba pautada una reunión de trabajo con la Secretaría de Energía para ese mismo viernes que finalmente no ocurrió. “Acá nos desayunamos todos (el cambio) al mediodía del viernes”, graficó una fuente dentro del organismo. También supone una señal de debilidad para Rodríguez Chirillo, cuyo enfrentamiento con el ministro de Economía, Luis Caputo, anotó otro capítulo con la insólita denuncia por corrupción formulada por un asesor del secretario contra el vicepresidente de Cammesa.

Privatización parcial

El artículo 8 de la Ley Bases declara “sujeta a privatización” a Nucleoeléctrica Argentina. En rigor, se trata de una privatización parcial, puesto que solo se permite una propiedad participada de la compañía a través de una colocación de acciones para ese fin. Además, el Estado nacional mantendrá el control o la participacion mayoritaria en el capital social.

También se requerirá ineludiblemente el voto afirmativo del Estado si se quiere ampliar la capacidad de una central existente y/o la construcción de una nueva, si se quiere cerrar una central («salida definitiva o temporal» por «motivos no técnicos»), y/o para incorporar accionistas en la Sociedad que le otorguen el control de la empresa.

De todas formas, una privatización parcial de la empresa encontraría algunos temas por resolver. Fuentes conocedoras del sector apuntan que el ingreso de un accionista privado podría requerir una revisión de la Ley N° 25.018 de Gestión de los Residuos Radiactivos. Por otro lado, Luis Caputo dejó a NA-SA fuera del esquema de regularización de la deuda acumulada por el Estado con las generadoras eléctricas y productoras de gas natural. La compañía estatal no recibirá bonos en dólares AE38 a cambio de la deuda por la energía generada en el primer trimestre del año y aguarda por una definición del Ministerio de Economía en torno a una solución alternativa.

Nucleoeléctrica tiene programado detener Atucha I en octubre para comenzar con el proyecto de extensión de vida de la central nuclear, que acaba de cumplir 50 años de operación. La empresa ya licitó tres tramos del fideicomiso NASA IV para la prolongación de vida de Atucha I y la construcción del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados de Atucha II (ASECG II). El fondeo total asciende a US$ 180 millones. La extensión de vida tiene un costo inicial estimado de US$ 450 millones y la construcción del ASECG II tiene un costo estimado de US$ 137 millones. La empresa esta buscando financiamiento de la Corporación Andina de Fomento (CAF) para estos proyectos, según fuentes al tanto de las conversaciones.

, Nicolás Deza

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Fanny Guerrero se posesiona como Experta Comisionada de la CREG

En un acto protocolario realizado el día de hoy, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho posesionó a Fanny Guerrero Maya como experta comisionada de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), quien asume este rol con un fuerte compromiso por las tarifas del Caribe.

Fanny Guerrero es Ingeniera Electricista, Especialista en Gerencia Empresarial y Magíster en Administración de Empresas de la Universidad Tecnológica de Bolívar. Su carrera profesional incluye cargos como Gerente de la Empresa de Desarrollo Urbano de Bolívar, Presidenta de la Asociación de Energía del Hidrógeno del Caribe, Vicepresidenta de Promoción y Fomento de la Agencia Nacional de Minería y Gerente de la Empresa de Energía del Caribe.

Además, ha sido docente en las universidades Pontificia Javeriana y Tecnológica de Bolívar, donde impartió cátedras sobre regulación y mercados de energía.

En sus palabras de posesión, Guerrero destacó la importancia de trabajar por tarifas eficientes en la región del Caribe: “Es fundamental que las tarifas reflejen la realidad de nuestra Región Caribe y permitan un acceso a la energía que garantice la competitividad de la región y el bienestar de los colombianos. Mi compromiso es trabajar para lograrlo”.

Su participación en diversas organizaciones, como la Cámara de Comercio de Cartagena y la Fundación Diálogo Social, refuerza su perfil como una líder entregada con el desarrollo regional.

Guerrero está comprometida por promover la política de equidad de género en la Entidad. Ha sido reconocida por su labor y contribución al sector energético con la nominación a la Orden de la Democracia Simón Bolívar otorgada por el Congreso de la República y la nominación a los premios WIN Awards – Women in Energy como mujer líder de la industria y mujer emprendedora.

Con esta designación, la CREG reafirma su compromiso con una regulación participativa y adaptada a las necesidades de todas las regiones del país

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Litio vs plomo: Calom Solar destaca las baterías más competitivas de la industria fotovoltaica

No hay dudas que los sistemas de almacenamiento son furor en los mercados más desarrollados como Estados Unidos y Europa al ser una solución sustentable que optimiza el despacho y transmisión de energía renovable intermitente.

Por el fenómeno del nearshoring, la creciente demanda de energía ante fenómenos climáticos como El Niño y los compromisos internacionales de descarbonización asumidos,  estas tendencias están llegando a Colombia y se espera un repunte en los próximos años en la región.

En este contexto, la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL) llevó adelante un evento titulado “El almacenamiento de energía solar en la industria: factor de competitividad» en el que expertos del sector analizaron qué tipos de baterías son las más atractivas para proyectos fotovoltaicos. 

Uno de ellos fue Diego Monroy Ortiz, gerente de operaciones y cofundador de Calom Solar, empresa colombiana con más de 4 años de trayectoria, especializada en la comercialización e instalación de sistemas de energía renovable, quien habló de las virtudes de los sistemas de almacenamiento.

“Las baterías en Colombia ya son accesibles y rentables para todos al brindar confiabilidad en el suministro de la energía eléctrica generando ahorros de hasta el 100%. Los beneficios tributarios han reducido notablemente el tiempo de retorno de las inversiones y en ciertas zonas donde los cortes de energía son frecuentes, estas alternativas cobran mucho sentido”, señala.

Según el ingeniero eléctrico, las mejores baterías para la instalación solar son las de plomo ácido tipo gel y las de litio. No obstante, al comparar ambas tecnologías entre sí, sugiere optar por las de litio al ser más eficientes a largo plazo.

“Las tipo gel no son reciclables y tienen una menor vida útil (5 años) pero son más económicas. En cambio, las de litio presentan una alta vida útil (15 años), altas profundidades de descargas pero son más costosas», explica.

De acuerdo al experto si bien la inversión inicial es más alta, los sistemas de almacenamiento serán las más eficientes a futuro. Por ello, recomiendan a los clientes con presupuestos acotados, comenzar con las plomo ácidos y una vez que ya se cuenta con el capital hacer una transición hacia las de litio.

De todas formas, Monroy Ortiz sugiere que el principal reto para llevar a feliz término proyectos de almacenamiento es identificar de forma correcta la necesidad a través de monitores continuos del consumo para no sobredimensionar los sistemas.

“Reducir y acotar el problema para llegar a una solución directa acorde a la necesidad ayuda a evitar costos de energía altos. Por ello, desde Calom Solar llevamos soluciones rentables y eficientes a la medida de las demandas de nuestros clientes”, afirma.

Por último, al ser consultado por las nuevas consideraciones del RETIE 2024 mediante resolución 40117 del 2 de abril de 2024, el experto señaló los efectos que tendrá  esta actualización en los proyectos fotovoltaicos.

“Es positivo porque contaremos con equipos avalados y certificados con alta confiabilidad en todos los requerimientos de las instalaciones. Sin embargo, como contraparte, se extenderán los tiempos de importación y se puede dar un posible ascenso en costos de los equipos teniendo en cuenta que estas nuevas certificaciones van a requerir más ensayos”, concluyó.

 

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Junto con la primera línea de la industria petrolera, Milei viajará a Neuquén para visitar por primera vez Vaca Muerta

El presidente Javier Milei viajará en agosto a Neuquén para visitar por primera vez Vaca Muerta, la gran apuesta que tiene la industria energética a nivel país. El mandatario visitará junto al CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, el área Loma Campana, el bloque insignia que posee la petrolera bajo control estatal en Vaca Muerta. Se trata de uno de los principales campos de shale oil del país.  Además, en su visita estará junto a la primera línea de la industria hidrocarburífera.

Será la primera vez que el Presidente visite Neuquén. Lo acompañará el gobernador neuquino, Rolando Figueroa, y también los representantes de diferentes empresas con actividad en la formación como Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy Group; Hugo Eurnekían, presidente de CGC; Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol; y referentes de Vista Energy, Shell, Chevron, ExxonMobil, Total Energies.

El CEO y presidente de YPF, Horacio Marín; el presidente Javier Milei; y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.

Visita a Neuquén

De cara a la visita de Milei a Neuquén, se encuentra en estudio la posibilidad de que se presenten formalmente proyectos de infraestructura en materia de transporte de petróleo.

Esto es así porque la petrolera bajo control estatal está evaluando distintas alternativas para incrementar la capacidad de transporte. Una de ellas es el proyecto Vaca Muerta Sur, una iniciativa que quiere impulsar YPF con el objetivo de ampliar la red de evacuación de petróleo hacia el Atlántico, sumado a otros proyectos colaborativos que tiene en agenda la compañía con el resto de la industria.

, Loana Tejero

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Australia otorga permisos de exploración de gas offshore

Australia otorgó nuevos permisos de exploración de gas off-shore para las costas este y oeste. Se espera que las empresas puedan acceder a reservas previamente inexploradas, impulsando no solo la economía local sino también la seguridad energética de la nación.
Exxon, Chevron, Inpex Corp y Woodside son algunas de las empresas que recibirán nuevos permisos de exploración para impulsar la producción de gas.

Australia es uno de los mayores exportadores de gas natural licuado, lo que hace varios años provocó una escasez de gas en el mercado nacional, ya que la mayor parte del gas disponible estaba comprometido con clientes extranjeros en virtud de contratos a largo plazo, consignó Reuters

En aquel momento, el gobierno impuso a las empresas energéticas la obligación de reservar cierta cantidad de gas para el mercado nacional. A principios de este mes, la Comisión Australiana de Competencia y Consumo advirtió de que la costa este del país podría verse sumida en una escasez de gas en tres años a menos que se dispusiera de nuevo suministro a corto plazo.

«Las soluciones a largo plazo a la escasez de gas requerirán una banda de respuestas políticas y de mercado», señaló la ACCC en su informe provisional sobre la investigación del gas. «Entre ellas, urge desarrollar nuevas fuentes de producción y suministro de gas», añadió el organismo de control.

La advertencia se produjo a pesar de los planes anunciados por el gobierno federal a principios de año para aumentar la producción de gas en el futuro, reconociendo el producto como clave para la transición de Australia a cero neto y el país como proveedor clave para los aliados extranjeros, dijo el gobierno en su Estrategia de Gas Futuro, publicado en mayo

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Kicillof-GNL:”Enoja y entrice escuchar a Milei”

En relación a la ubicación de la futura planta de producción de GNL del proyecto YPF-Petronas, y ante las declaraciones políticas del presidente Javier Milei contrarias a que sea en Bahía Blanca, el gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof , sostuvo que “Enoja y, a la vez, entristece escuchar al presidente abordar un tema tan importante de manera tan superficial y grosera. Y, además, con tanta agresividad. No podemos naturalizar que quien conduce el Estado Nacional y representa a nuestro país se maneje con tanta irresponsabilidad”.

Milei cuestionó que el gobierno bonaerense no adhiera al régimen de incentivos RIGI (incluído en la Ley Bases) , y que éste impulse un proyecto provincial de incentivos específicos para el proyecto del GNL, cuyo desarrollo en Bahía Blanca se venía impulsando desde el gobierno anterior, lo que incluso había dado forma a un proyecto de ley específico que llegó a tener media sanción de la cámara de Diputados de la Nación, restando su tratamiento en el Senado.

En declaraciones periodísticas Milei indicó que Bahía Blanca “tiene el lastre de tener a Kicillof, que es un expropiador serial”, y agregó que “si hubiese querido hacer las cosas bien, se hubiera adherido al RIGI nacional”.

A través de un mensaje en X, Kicillof agregó: “Porque mientras Javier Milei despliega este espectáculo tragicómico, el desempleo sigue creciendo y la producción sigue cayendo. La construcción de la planta de GNL es una inversión muy importante tanto para nuestra provincia como para el país”. “Espero que YPF y Petronas manejen el tema con seriedad y profesionalismo, sin dejarse influenciar por los comentarios trasnochados que escupe a diario el presidente y que ya nos hicieron entrar en conflicto con nuestros socios comerciales más estratégicos como China, Brasil, España, Colombia y Francia”.

“Seguiré trabajando en favor de los intereses de la provincia que gobierno y en defensa de los derechos de los bonaerenses sin entrar en una ridícula competencia con una provincia hermana (Río Negro) y sin caer en las provocaciones de un presidente que confunde al país con las redes sociales”.

“La bronca que me causa la improvisación y los desequilibrios del presidente no va a debilitar ninguna de mis convicciones. En este marco, nuestra tarea es urgente: fortalecer un escudo y una red para proteger al pueblo bonaerense de las agresiones de Milei y contribuir a la construcción de una alternativa para la Argentina”, expresó.

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YPF – Luján de Cuyo: avanza el proyecto para producir combustibles con menos azufre

Con la instalación de los módulos de proceso que formarán parte de las nuevas plantas, YPF avanza con la modernización del Complejo Industrial Luján de Cuyo en el marco del proyecto Nuevas Especificaciones de Combustibles (NEC).

Estas estructuras de grandes dimensiones arribaron provenientes de Canning, Buenos Aires, luego de un complejo operativo logístico de traslado que demandó 10 días. Se trata de módulos construidos por AESA de entre 24 y 30 metros de largo, 7,5 metros de ancho y 5 metros de alto compuestos por estructuras metálicas pesadas, tuberías de diversos diámetros y materiales, válvulas y accesorios de piping como así también bandejas para tendido de cables de electricidad e instrumentos.

Todo este equipamiento está siendo montado como parte del proyecto de Nuevas Especificaciones de Combustibles (NEC) que permitirá a la refinería de Luján de Cuyo producir combustibles con menos contenido de azufre.

YPF ha destinado más de 600 millones de dólares para ejecutar las obras, lo que constituye una de las mayores inversiones de los últimos 40 años en el complejo mendocino. Además, involucra mano de obra directa para aproximadamente 500 personas y un importante desarrollo de pymes locales.

El proyecto NEC cuenta con un avance del 60 % y los esfuerzos se concentran en el objetivo de que su puesta en funcionamiento se produzca durante el año próximo.

EN DATOS:

La modernización del complejo posibilitará incrementar la capacidad de producción y abastecimiento de Infinia Diesel en todo el país

Se ejecuta con el fin cumplir con las nuevas especificaciones de combustibles, pasando de 50 partes por millón (ppm) de azufre en el proceso de gasoil a 10 ppm de azufre.

Permitirá un impacto ambiental positivo al disminuir las emisiones de CO2 en la combustión de vehículos

Contempla la instalación de nuevas unidades (HDSII, H2II y SE33), modificación de unidades existentes (HDSI y OSBL) y adecuación de los servicios para abastecer dichas unidades.

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Alejandro Lew renunció al directorio del BCRA

Luego de siete meses, el ex gerente financiero (CFO) de YPF, Alejandro Lew, renunció como director del Banco Central de la República Argentina (BCRA), puesto que ocupaba desde el 12 de diciembre del año pasado. Lew era el segundo vicepresidente del banco y había llegado al directorio con el nuevo gobierno de Javier Milei y acompañando a Santiago Bausili, presidente de la entidad.

La renuncia se concretó a través del decreto 657 publicado este martes en el Boletín Oficial con las firmas del presidente Javier Milei y el ministro de Economía, Luis Caputo. En el mismo decreto el gobierno designó como reemplazante a Baltasar Romero Krause.

Fuentes cercanas al BCRA indicaron a EconoJournal que la salida de Lew “fue por motivos personales” y que “el objetivo de su incorporación fue tratar algunos temas puntuales con él, que ya fueron atendidos”.

Lew asumió como CFO (Chief Financial Officer (CFO) de YPF en junio de 2020. Uno de los principales temas que tuvo que atravesar fue la negociación por la reestructuración de la deuda de YPF con grandes fondos como Fidelity, Ashmore y BlackRock. En esta negociación, uno de sus principales objetivos fue que el Banco Central autorice el pago en dólares para que la petrolera evite el default.

Pero la salida de Lew de YPF el año pasado quedó marcada por acusaciones políticas. Cerca de Sergio Massa lo hacen responsable de la mala praxis oficial que derivó en la crisis de abastecimiento de combustibles en el país -pero sobre todo en el AMBA- a 20 días del balotaje.

El miércoles 29 de noviembre el directorio de YPF finalmente terminó desplazando a Lew como CFO de la compañía. Su salida fue con el visto bueno de Horacio Marín, quien ya había sido elegido por Milei para hacerse cargo como presidente y CEO de YPF y quería designar a gente de su confianza.

, Roberto Bellato

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WEG: «Queremos mostrar las posibilidades y soluciones que tenemos para lograr la eficiencia energética”

WEG, la compañía de capitales brasileros especializada en motores eléctricos, inauguró nuevas oficinas comerciales en Buenos Aires. En dialogo con EconoJournal, el presidente ejecutivo de Weg, Daniel Jardim, explicó que “la inauguración de estas nuevas oficinas surge porque queremos estar cerca de nuevos clientes. Las grandes inversiones pasan por acá y nosotros queremos mostrar las posibilidades y soluciones que tenemos para las empresas para lograr la eficiencia energética”.

A partir de la década del ’80 la empresa decidió ampliar su producción con el desarrollo de componentes electro-electrónicos, productos para automatización industrial, transformadores de fuerza y distribución, pinturas líquidas y en polvo, así como barnices electroaislantes. En la actualidad, el objetivo que se han fijado desde la firma consiste en desarrollar tecnologías y soluciones que contribuyan a un mundo más eficiente y sostenible y facilitar el proceso de descarbonización de las compañías del sector energético a través de sus motores.

Respecto a las oportunidades que visualizan desde Weg en la Argentina, Jardim sostuvo que fue el primer país que eligieron para expandirse más allá de Brasil. “Sabemos que la Argentina tiene sus vaivenes económicos y que en este momento está en un periodo de transición con las decisiones que está tomando el nuevo gobierno, pero sabemos que hay oportunidades acá. Hay litio, gas, petróleo y desde Weg tenemos todas las soluciones para acompañar a la industria«, aseguró.

El objetivo de Weg está puesto en la transición energética y en hallar soluciones para lograr la eficiencia y reducir las emisiones. En este sentido, la movilidad eléctrica es uno de los ejes en los que ha puesto foco la compañía, por eso desarrolló la tecnología Powertrain -compuesta por motores y variadores de frecuencia para los sistemas de tracción y auxiliares, que también cuenta con función de regeneración de batería-para aplicar el buses y camionetas urbanas, con la meta de reducir las emisiones.

En línea, el Jardim detalló: “Nos estamos preparando para absorber la demanda que va a venir por las inversiones que van a surgir. Poseemos más de 50 fábricas en el mundo, y en la Argentina tenemos tres. Nuestra maquinaria puede ayudar con todos los recursos naturales que posee la Argentina para contribuir a la eficiencia energética y a la reducción de emisiones de CO2”.

Por su parte, Daniel  Marteleto Godinho, director de sustentabilidad y relaciones institucionales de la compañía, aseveró que “Weg conoce distintas realidades de diferentes países y por más que cambien las reglas de juego nuestro compromiso está en seguir creciendo. Queremos trabajar junto a nuestros clientes y siempre apoyar a los gobiernos con lo que necesiten de nosotros”.

Elder Stringari, director internacional de Weg, indicó que “tenemos grandes tendencias que vienen con la transición. La eficiencia energética, las energías renovables, la movilidad eléctrica y la Argentina está dentro de eso. Este proceso va a suceder, puede ser más o menos rápido. Pero me parece que la Ley Bases va a acelerar este proceso. Conocemos los desafíos y queremos seguir adelante”.

Proyecciones y soluciones de Weg

Marteleto Godinho afirmó que la movilidad eléctrica es una realidad en el mundo, en los países desarrollados. En Europa, Estados Unidos y China ya se visualiza.  No obstante, opinó que “para países como los nuestros entendemos que el primer foco debe estar en el transporte público urbano. En Chile y Colombia ya hay buses eléctricos. En Brasil vamos a saltar de 500 buses eléctricos a 5000 en un plazo de uno y dos años. Ya hay financiamiento. Lo de los buses eléctricos no es un problema económico porque se pagan a lo largo de su vida útil”

El director internacional de Weg, Elder Stringari; y el presidente ejecutivo de Weg, Daniel Jardim.

En relación a este tema, el director de sustentabilidad y relaciones institucionales, explicó que la movilidad eléctrica trae muchas ventajas, que contribuye al medioambiente y que es la mejor solución para los países. “Weg ya está en la Argentina con soluciones de infraestructura de recarga para los vehículos pesados, livianos y buses«, adelantó.

También, Marteleto Godinho exhibió que las soluciones digitales servirán para acelerar la productividad de las energías limpias. Además, que en la compañía se encuentran utilizando sus propios instrumentos para la reducción de las emisiones y que están ofreciendo las mismas soluciones al mercado, con el objetivo de ser el socio de los clientes para la descarbonización.

Frente a este escenario, Jardim precisó que “más del 50% de la facturación de la empresa viene de productos de los últimos cinco años. Tecnologías producidas y pensadas bajo esta lógica. Nosotros estamos mirando hacia adelante, hacia la eficiencia”.

Aun así, Stringari advirtió que para poder aplicar estas tecnologías “es necesario el financiamiento y normalmente el financiamiento público. En el contexto de la Argentina de hoy es más difícil«.

Eficiencia energética y sinergia entre Brasil y la Argentina

En relación a una posible articulación entre Brasil y la Argentina para encarar el proceso de transición y lograr la eficiencia de cara a los próximos años, Marteleto Godinho consideró que “para que haya más inversiones entre los países vecinos la clave es que haya convergencia regulatoria. Que los países adopten las mismas reglas, en caso de ser posible. Son economías complementarias que siempre han crecido en conjunto. Nosotros entendemos que hay una gran oportunidad en cuanto a la eficiencia energética”.

También, el director de Sustentabilidad marcó que Brasil ya trabaja en un nivel de eficiencia energética para motores eléctricos que posee un índice IE3, mientras que la Argentina adopta el nivel 1 (IE1). El país vecino obliga a que todos tengan motores más eficientes ya que plantean que con ellos se consume menos energía y se generan menos emisiones.

Si la Argentina sigue las mismas reglas va a ahorrar energía y mejorará sus emisiones. Los países podrían converger y tener más relaciones bilaterales porque estarían en el mismo nivel en cuanto a la eficiencia energética. Tanto Brasil como Argentina tienen todas las condiciones de energía limpia. Pueden ser líderes en esta agenda en el mundo. Y nosotros podemos contribuir. Es la forma más fácil y barata para hacer la transición energética”, puntualizó Marteleto Godinho.

Jardim sumó que Weg está preparada para atender a los dos países con todas las soluciones para poder llevar a cabo esa integración. Esto es así porque dentro de sus unidades de negocio, la firma también cuenta con sistemas integrados de automatización, electrificación, protección, almacenamiento de energía y movilidad eléctrica con ingeniería, fabricación de equipos, soluciones, software y conectividad para diversos segmentos.

El director de sustentabilidad y relaciones institucionales de Weg, Daniel Marteleto Godinho.

La compañía

La firma cuenta con diversas unidades de negocios. Uno de ellos está vinculado al desarrollo de motores eléctricos industriales y reductores, eléctricos comerciales y appliance. También, productos y sistemas electro electrónicos de baja y media tensión y soluciones de automatización para diversos segmentos. A su vez, para el sector energético, la compañía también ofrece soluciones para subestaciones, transformadores de potencia y distribución, transformadores de tipo seco y reactores de potencia y la fabricación de turbogeneradores, hidrogeneradores, aerogeneradores, alternadores y turbinas de vapor e hidráulicas.

En el 2000, la empresa adquirió la planta fabril de motores eléctricos en Córdoba capital. Cinco años más tarde, comenzó con su línea de montaje de tableros eléctricos en San Francisco, también en Córdoba. En 2013, construyó una planta de 4500m2 para su línea de montaje de tableros eléctricos y al año siguiente amplió la unidad de Córdoba, mediante una inversión de seis millones de dólares, para la fabricación de motores universales para lavarropas.

, Loana Tejero

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MEGSA-CAMMESA: Abasto de 30,1 MMm3/día en agosto. PPP de U$S 3,57 y U$S 4,35 el MBTU

El Mercado Electrónico del Gas realizó dos subastas solicitadas por CAMMESA para el abastecimiento de gas natural a usinas generadoras durante el período 1 al 31 de agosto próximo.

En la primera subasta mensual, para el abastecimiento interrumpible de gas natural en la que podían participar Productores y Comercializadores en general, se recibieron 13 ofertas por un volumen total de 5.100.000 metros cúbicos/día y Precios Promedios Ponderados de U$S 3,33 por Millón de BTU en el PIST, y de U$S 3,57 el MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Fueron 7 ofertas provenientes de Neuquén (3.600.000 M3/día) a U$S 3,69 MBTU en el GBA; 2 ofertas desde Chubut (por 500.000 M3/día) a U$S 3,67 MBTU en el GBA; otras 2 ofertas desde Santa Cruz (500.000 M3/día) a U$S 3,57 MBTU; 1 oferta desde Noroeste por 300.000 M3/día a U$S 3,52; y 1 oferta desde Tierra del Fuego por 200.000 M3/día a U$S 3,53 MBTU en el GBA.

En el segundo concurso de precios para el abastecimiento interrumpible de gas natural para el mismo mes se recibían ofertas exclusivamente de aquellos Productores que habiendo sido adjudicatarios del Plan Gas.Ar cuenten con volúmenes adicionales, donde cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el Plan Gas, sin exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de invierno.

Se recibieron 15 ofertas por un volumen total de 25.000.000 de M3/día y un PPP de U$S 4,35 por MBTU (GBA).

Desde Neuquén se anotaron 10 ofertas, por 16.000.000 M3/día, con precios de entre 4,10 y 4,57 dólas el MBTU.

Desde Tierra del Fuego llegaron 3 ofertas, por 6.000.000 M3/día y precios de entre U$S 4,23 y U$S 4,28 el MBTU.

Desde Santa Cruz llegó 1 oferta, por 1.000.000 de M3/día a U$S 4,32 el MBTU, y desde Chubut 1 oferta por 2.000.000 M3/día a U$S 4,40 el MBTU.

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Enap invertirá US$ 90 millones para aumentar la producción de petróleo en Ecuador

La chilena Enap invertirá alrededor de 90 millones de dólares para incrementar la producción de crudo del Bloque 46 Mauro Dávalos Cordero (MDC), situado en la Amazonía ecuatoriana. El contrato de servicios se extenderá hasta 2035.

Las inversiones se destinarán a la perforación de ocho pozos en plataformas de avanzada y de dos pozos inyectores de agua, así como la conversión de dos pozos que pasarán a ser también inyectores, en los que se vuelve a introducir en el subsuelo el agua previamente extraída, de la que se le ha separado el petróleo y el gas.

Con esta firma se aumentarán las reservas en 5,6 millones de barriles de crudo”, dijo el ministro De Energía ecuatoriano, Antonio Goncalves.”El 98% de las nuevas inversiones, comprometidas por parte de la operadora, se realizarán durante los primeros cinco años posteriores a la suscripción de la documentación. Seguiremos impulsando una industria responsable con las comunidades y sostenible con el ambiente”, añadió.

El Bloque 46 Mauro Dávalos Cordero se encuentra en la amazónica provincia de Orellana y es uno de los dos operado en Ecuador por Enap junto al Bloque 47, también llamado Paraíso Biguno Huachito e Intracampos (PBHI). Entre los dos, la producción declarada es de unos 28.000 barriles al día.

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Petróleo: El crudo sube mientras los inversores esperan novedades sobre los tipos en eeuu

Los precios del petróleo subían en Asia el lunes, mientras los inversores esperaban nuevas señales de que Estados Unidos podría empezar a recortar los tipos de interés ya en septiembre. Los futuros del crudo Brent ganaban 32 centavos, o un 0,39%, a 82,95 dólares el barril, a las 0651 GMT y los del crudo West Texas Intermediate estadounidense subían 34 centavos, o un 0,42%, a 80,47 dólares. «Desde la reunión de junio del FOMC, la inflación y los datos del mercado laboral han señalado que la desinflación y el reequilibrio del mercado laboral están en marcha, lo que esperamos que […]

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Informes: El mercado del petróleo registrará excedentes el año próximo, según morgan stanley

El mercado del crudo está actualmente tensionado, pero es probable que el año que viene registre excedentes, con los precios del Brent bajando hasta la franja de los 70 dólares, según Morgan Stanley. La tensión se mantendrá durante la mayor parte del tercer trimestre, dijo el banco en una nota fechada el viernes, pero el equilibrio volverá en el cuarto trimestre, «cuando los vientos de cola de la demanda estacional disminuyan y tanto la oferta de la OPEP como la de fuera de la OPEP vuelvan a crecer». Tres fuentes dijeron a Reuters la semana pasada que es poco probable […]

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Petróleo: aumentaron 60% los valores exportados en el primer semestre del año

En apenas dos años, la balanza comercial energética pasará de un déficit de US$4000 millones, en 2022, a un superávit proyectado de US$6000 millones, en 2024. Apenas 11 años se cumplen este mes desde que las empresas petroleras YPF y Chevron firmaron el contrato que dio pie a la primera inversión a escala en Vaca Muerta, para comenzar a producir petróleo y gas de manera no convencional. Hasta 2013, si bien había estudios que mostraban la riqueza hidrocarburífera de la cuenca neuquina, todavía no había certezas sobre la viabilidad económica de su desarrollo, debido a la dureza de la roca. […]

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Empresas: Los tiempos de Phoenix para Confluencia Norte

Phoenix Global Resources espera que en el último trimestre del año tendrá información del pad de tres pozos en Confluencia Norte. Confluencia Norte es uno de los proyectos más auspiciosos de Phoenix Global Resources en Vaca Muerta. La compañía tiene diagramado un plan de trabajo para lo que resta del año en uno de los bloques más prometedores del shale oil. A fines de abril, Phoenix trasladó el equipo de perforación para empezar a realizar el primer pad de tres pozos horizontales en el bloque. Las tareas continúan y se espera que en septiembre llegue el equipo de fractura.   […]

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Medio ambiente: La embajadora británica se reunió con las autoridades de seis provincias

Kirsty Hayes, embajadora del Reino Unido, se reunió con las autoridades de seis provincias argentinas para discutir estrategias contra la crisis climática y la pérdida de biodiversidad. Este lunes, la Embajadora Kirsty Hayes se reunió con las autoridades ambientales de las provincias argentinas que forman parte de la Alianza Verde Argentina. En el encuentro, que tuvo lugar en Buenos Aires, participaron representantes de Córdoba, Entre Ríos, Jujuy, La Pampa, Misiones y Santa Fe. La reunión se centró en desarrollar planes conjuntos para enfrentar la crisis climática y la pérdida de biodiversidad. Durante la reunión, Hayes destacó la importancia de una […]

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Eventos: Convocatoria multitudinaria y nuevo pabellón para la AOG Patagonia

Debido a la gran cantidad de expositores y asistentes, se tuvo que agregar un nuevo panel, demostrando la importancia de las industrias del petróleo y el gas para la industria del país. La ciudad de Neuquén se convertirá en el epicentro de la industria del gas y el petróleo del 23 al 25 de octubre, cuando se realice en la DUAM la Expo Oil & Gas Patagonia 2024. Más de 250 empresas participantes ocuparán un espacio total de más de 7.000 metros cuadrados. Con una gran cantidad de nuevas ideas y tendencias, AOG Patagonia será el organismo guardián de la […]

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Vaca Muerta: crece 50% la demanda de empresas de servicios especiales por nuevos equipos

A la par de la infraestructura y la producción, las empresas de servicios especiales tienen que acompañar con la llegada de equipos para evitar otro de los cuellos de botella de la formación neuquina. Los primeros anuncios de SLB y de Tenaris. La provincia de Neuquén acaba de registrar un nuevo récord en la producción de petróleo, al superar en junio los 400.900 barriles por día, y también de gas con más de 104 millones de metros cúbicos diarios, una muestra del potencial que la industria puede alcanzar en Vaca Muerta. Pero el anunciado desarrollo masivo de la formación requiere […]

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Petróleo: Neuquén superó los 400.000 barriles de petróleo por día

En junio, la provincia estableció un nuevo récord de producción de petróleo. Sin embargo, hubo una pequeña disminución en la producción de gas. En junio, tras superar la marca de producción de 400.000 barriles de petróleo por día, Neuquén logró un nuevo hito en materia hidrocarburífera debido a una mayor actividad en Vaca Muerta. El récord en la Cuenca Neuquina –que actualmente está exenta del pago del Impuesto a las Ganancias– se explica por un importante desarrollo del esquisto. En junio, la extracción de petróleo no convencional representó el 93,77% de la producción total de Neuquén, mientras que el gas […]

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Energía: La Pampa consolida un Polo de Desarrollo Energético y Productivo en el Norte Provincial

El Polo estará integrado por de tres componentes principales, que se irán concretando en función de un proceso planificado: 1) Parque de Generación de Energía Solar de 50 Mw, en 3 etapas de 10, 15 y 25. Una inversión a corto plazo de U$D 10 millones 2) Parque de Actividades Económicas, en 3 etapas a 5, 10 y 50 años 3) Estación Transformadora de Energía de 132/33/13,2 Kv con una inversión inmediata de $ 32 mil millones, cuyo contrato para el inicio de obra se firmó ayer. A su vez, el parque de Actividades Económicas fue planificado en tres etapas: […]

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Capacitación: Impulsan nuevas tecnicaturas en hidrocarburos y programación en Río Negro

Los legisladores republicanos Patricia Mc Kidd, Santiago Ibarrolaza y César Domínguez presentaron un proyecto de ley para crear dos cargos técnicos, con el objetivo de preparar a los jóvenes para atender las demandas del mercado laboral actual. En los Centros de Educación Técnica (TEC) de Cipolletti, Catriel, Allen, General Roca, Cinco Saltos, Sierra Grande, San Antonio Oeste y Los Menucos el tema es Tecnología de Hidrocarburos. Y el de Programación y Desarrollo Tecnológico del CET de San Carlos de Bariloche. El pedido está dirigido al Ministerio de Educación y Derechos Humanos, junto con el Consejo Provincial de Educación de Río […]

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Argentina alcanzó un superávit energético de más de 2.700 millones de dólares

De acuerdo con los datos proporcionados por el último informe sobre comercio exterior del INDEC la Argentina logró por primera vez en 15 años un saldo positivo en su balanza comercial energética, con excepción del año de la pandemia (2020).

En el primer semestre de 2024 se registraron exportaciones de combustible y energía por 4.818 millones de dólares. Este número implica un crecimiento del 26,8% frente al mismo período del año pasado en el cual la cifra fue de 3.798 millones. En particular, para el petróleo crudo, esa variación interanual fue de un 60,2%.

SUPERÁVIT ENERGÉTICO

El primer semestre del 2024 arrojó un superávit comercial energético de 2.758 millones de dólares.

Las exportaciones crecieron un 26,8%.
Las importaciones cayeron un 55,1%. pic.twitter.com/QUq0jykUcL

— Secretaría de Energía (@Energia_Ar) July 22, 2024

Para el mes de junio, la comparación interanual arroja un crecimiento del 24,2%, equivalente a exportaciones por 629 millones de dólares, frente a los 506 del mismo mes de 2023.

En el mismo sentido, el volumen de importaciones registrado para el rubro “Combustibles y lubricantes” decreció un 55,1% en relación al semestre del año anterior, lo que representa una cifra de 2.060 millones de dólares frente a los 4. 587 que debieron importarse en 2023.

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Energías renovables: La Rioja afianza su relación con Chile para conseguir desarrollo sustentable

Autoridades de la provincia de La Rioja recibieron a un equipo de especialistas chilenos que están trabajando en el desarrollo de energías renovables para iniciar una visita de trabajo en sectores productivos e industriales, tanto de la ciudad capital como en el interior provincial, con el objetivo de implementar políticas de desarrollo en energía sustentable.

Sobre la misión técnica, desde la Dirección de Energías Renovables de la provincia explicaron que “el proyecto se llama de cooperación y vinculación entre las energías renovables, puntualmente generación distribuida y energía de largo alcance como son los parques de generación entre las regiones de Antofagasta, Chile y La Rioja”.

“Es un proyecto de cooperación entre las capacidades técnicas de los equipos locales de ambas regiones, el proyecto finaliza en octubre y consiste en la transferencia de conocimientos entre los equipos técnicos en los proyectos que están ejecutando y la idea es que estos aprendizajes obviamente den como síntesis proyectos superadores para ambas regiones y la cooperación y la colaboración internacional”, agregó.

Proyecto de Cooperación y Vinculación Energética Antofagasta- La Rioja

Iniciamos este priner dia de actividades que tiene por objetivo potenciar
las capacidades y el desarrollo de las Energías
Renovables entre la Región de Antofagasta, Chile y La
Rioja, Argentina. pic.twitter.com/eUnpt3MGHa

— Ministerio de Agua y Energía (@MinAguaYEnergia) July 18, 2024

Por otra parte, destacaron que el año pasado realizaron el primer taller donde pusieron en contexto el sistema energético de la región de Antofagasta y el sistema energético de la Rioja, ambos vinculados con los recursos naturales. “Fue un taller sumamente interesante, muy dinámico y nos ayudó muchísimo a nosotros a entender la transición y la transformación de Antofagasta con las energías en Chile y a ellos los puso en contexto y los sitúa en los recursos de la Rioja y a dónde se está proyectando con su sistema eléctrico”, explicaron.

Con respecto a la visita de los especialistas, detallaron que “este año estamos finalizando el proyecto con las misiones técnicas, estamos recibiendo a cuatro profesionales de Antofagasta, de la región de Chile, a representantes de la región de política internacional de Antofagasta del gobierno y a tres expertos del área de energías renovables por lo cual uno, Carlos Infante, está vinculado al Seremi de Antofagasta que vendría a ser la parte pública del sistema eléctrico de energías renovables y después tenemos dos actores que vienen que es un representante del clúster de energías renovables y un experto en el Instituto de Desarrollo de Energía Solar Fotovoltaica que también lleva adelante la maestría de energía solar fotovoltaica de la Universidad de Antofagasta”.

Cabe destacar que este proyecto se ejecuta en coordinación entre la Jefatura de Gabinete, a través de la Subsecretaría de Relaciones Exteriores, y la Secretaría de Energía de la provincia, dependiente del Ministerio de Agua y Energía.

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Dos empresas buscan obtener licencias para desarrollar gas en Venezuela

BP, PDVSA y la Compañía Nacional de Gas de Trinidad y Tobago apuran negociaciones para obtener una licencia venezolana para explotar yacimientos de gas natural en el Mar Caribe. El interés de las empresas es explotar el yacimiento de gas Cocuina-Manakin, en la frontera marítima entre Trinidad y Venezuela, que contiene alrededor de 1 billón de pies cúbicos de gas natural.

La intención de BP es utilizar el gas principalmente para abastecer el emblemático proyecto Atlantic LNG de Trinidad. Una parte menor de la producción iría a NGC para su uso en el sector petroquímico de Trinidad.

Trinidad es el mayor productor de GNL de América Latina y el segundo exportador mundial de metanol y amoníaco, pero sus industrias se han visto afectadas en los últimos cinco años por la escasez de gas natural. Atlantic LNG tiene capacidad para producir unos 15 millones de toneladas métricas anuales del gas superfrío.

La autorización estadounidense a Cocuina-Manakin es la segunda de Washington para proyectos energéticos entre Trinidad y Venezuela que considera clave para asegurar el gas a los mercados internacionales.

A principios del año pasado, el Departamento del Tesoro estadounidense concedió una licencia previa a Shell para desarrollar el yacimiento de gas Dragon en Venezuela. El proyecto, cuya infraestructura fue parcialmente construida por Venezuela pero sigue parada, podría comenzar a producir gas a finales del próximo año.

Se espera que el gas de ambos proyectos se convierta en GNL en Trinidad para su exportación a las naciones caribeñas vecinas, según han declarado funcionarios venezolanos y trinitenses.

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Sindicato de Petroleros respaldó la instalación de la planta de GNL en Río Negro

La pugna entre las provincias de Buenos Aires y Río Negro por quedarse con el gigantesco proyecto para construir una planta de Gas Natural Licuado (GNL) registró un nuevo capítulo, cuando el sindicato petrolero salió a pedir que se instale en Río Negro.

Se trata de un proyecto multimillonario encarado por YPF y Petronas para exportar el gas extraído del yacimiento no convencional de Vaca Muerta.

La desventaja que tiene la provincia de Buenos Aires es que el gobernador Axel Kicillof por ahora se rehúsa a adherir al Régimen para grandes inversiones (RIGI) que impusó el gobierno de Javier Milei y votó el Congreso. En cambio, la legislatura de Río Negro fue la primera en adherir a esa iniciativa.

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

El secretario general del sindicato, Marcelo Rucci, dijo que el desarrollo de la planta de GNL en la provincia de Río Negro significa no solo la integración territorial de la Patagonia Norte sino, sobre todo, “se trata de procesar los hidrocarburos en el lugar en el que se producen”. 

“Si no, siempre terminamos enviando lo que producimos a otra provincia o al exterior, y perdemos todo lo que implica darle valor agregado a los productos de nuestra región y a nuestros recursos naturales. Necesitamos que el fruto de nuestro esfuerzo se quede acá”, señaló el dirigente gremial.

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

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

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

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Buenos Aires desmiente a Milei por la ubicación de la planta de NGL: “No hay que adherirse al RIGI”

El presidente, Javier Milei, chicaneó días atrás al gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, por el proyecto de inversión de gas natural licuado (GNL), cuyos detalles y locación se terminarán de definir en las próximas semanas.

“En Buenos Aires tenés al lastre de Kicillof, que es un expropiador serial. ¿Le van a confiar a un comunista? Si hubiera querido hacer las cosas bien, se hubiera adherido al RIGI nacional”, le dijo el mandatario a Alejandro Fantino en una entrevista el viernes pasado, dando a entender que la locación de la planta no será en la provincia de Buenos Aires, tal como se baraja desde el inicio, por la importancia de sus puertos.

En tanto, el ministro de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica de la Provincia de Buenos Aires, Augusto Costa, se refirió a los dichos del presidente y explicó por qué no es necesario que la locación donde se emplace la planta de gas licuado haya o no adherido al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), ya que la medida tiene alcance nacional per se.

“Los dichos son lamentables, no se puede tomar a la ligera el tema, ni banalizar una inversión como esta”, expresó el funcionario en declaraciones a El Mejor País del Mundo, por Radio Con Vos. “Para que lo entienda la gente, un proyecto de estas características consiste en transportar el gas que se produce en Vaca Muerta por un gasoducto a hasta un puerto donde se licua, se sube a barcos y se exporta. Implicaría que pueda exportarse y transformarse en divisas para el país”, explicó. Y aclaró: “Los proyectos de inversión de esta naturaleza no se diseñan de un día para otro, tienen desarrollo previo de muchísimo tiempo, los primeros trabajos sobre esta obra tienen 7 años, siempre con la hipótesis de que la mejor localización es el puerto de Bahía Blanca en provincia de Buenos Aires”.

Además, Costa señaló que plantear el problema de la locación por la adhesión o no de una provincia del RIGI es incorrecto, ya que aplica, con alcance nacional, a todo el territorio.

“Está mal planteado que la provincia tiene que estar adherida al RIGI, ya que es un régimen de incentivos nacionales, para determinadas inversiones, son beneficios, impuestos nacionales, con estabilidad por 30 años, que no dependen de una adhesión”, aseveró el ministro.

RIGI bonaerense

Asimismo, Costa dio detalles del régimen de incentivos que está desarrollando el Ejecutivo bonaerense, que será enviado próximamente a la Legislatura. De acuerdo a lo expresado, no tendrá contradicciones con el régimen nacional, y explicitó que los inversionistas tendrán todas las garantías en territorio bonaerense.

“Estamos desarrollando un propio RIGI provincial, vinculado a las competencias de la provincia, con beneficios en impuestos, estabilidad fiscal de la provincia”, con lo cual para esta obra del GNL “estaría garantizado el beneficio nacional por el RIGI más un beneficio provincial, el inversionista no tiene ningún problema ni falta de garantías”, sostuvo el ministro. “El presidente presenta la cuestión de forma incorrecta, la Provincia garantiza todos los beneficios del RIGI y los beneficios adicionales de su competencia”, precisó Costa.

Según detalló el ministro, el proyecto del RIGI Bonaerense otorgaría beneficios tributarios en relación al impacto económico de la región, con garantías y certezas. En esa línea, puntualizó que no habrá exenciones impositivas “porque sí”, sino que respondan a una “contraprestación” redituable.

La planta de GNL es un proyecto de YPF y la empresa Petronas, y se considera la mayor obra de infraestructura de la historia argentina

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La oposición bonaerense presiona a Axel Kicillof para adherir el RIGI

La oposición bonaerense continúan presionando al gobernador bonaerense Axel Kicillof para que la provincia de Buenos Aires adhiera al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Todo se da en el marco de la puja entre el distrito y Rio Negro para quedarse con el proyecto de la planta Gas Natural Licuado (GNL), que es liderada por las petroleras YPF y Petronas (Malasia)

En ese marco, el senador nacional y presidente de la UCR bonaerense, Maximiliano Abad, remarcó que es un requisito necesario que Kicillof adhiera al RIGI si quiere que la planta se instale en su territorio.

“Para que la inversión más importante de la historia del país se concrete en Bahía Blanca, el gobernador debe impulsar la adhesión al RIGI y convocar a un gran acuerdo provincial para consolidar la propuesta”, señaló.

“No hay tiempo que perder.  El gobernador debe enviar la adhesión al RIGI a la Legislatura e impulsar un gran acuerdo bonaerense para respaldar la posición de la Provincia”, insistió el legislador.

Abad recalcó la importancia de que el mandatario provincial haga un llamado no solo a la oposición, sino a “sectores productivos, económicos y sociales”.

Además, sostuvo que se necesita “determinación política y una estrategia definida” para que la planta de GNL se instale en Bahía Blanca. Acto seguido, apuntó: “Kicillof hace todo lo contrario: se victimiza, confronta y pierde tiempo”. “Tiene que dejar de lado sus ambiciones electorales y priorizar el futuro de los bonaerenses”, completó Abad.

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UTE recibió ofertas para la construcción de parques solares

UTE, la empresa estatal de energía eléctrica del Uruguay prevé construir parques solares que sumarán 100 MW a la matriz entre 2025 y 2027. La construcción que se llevará adelante en los departamentos de Cerro Largo y San José demandará unos US$ 100 millones de inversión. La convocatoria ya recibió 11 ofertas de empresas nacionales y extranjeras para el segundo parque solar.

Las oferentes uruguayas son Berkes, Ebital, Impacto Construcciones, Ingener, MGI SA, Teyma Uruguay y Ventus Ingenieria.

Por otro lado, las empresas extranjeras son Cttech Engineering & Consulting S.L (España), DTW CO (China), Prodiel Energy (España) y Power Construction Corporation of China, una firma controlada por el gobierno de ese país.

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“El sector fotovoltaico precisa continuidad normativa y redes eléctricas”

Hoy en día, la energía fotovoltaica se encuentra cerca de los 1.500 megawatts (Mw) de potencia instalada en la Argentina. Si bien se trata de una cifra importante, no alcanza a representar un 50% de la capacidad eólica, que ronda los 3.700 Mw.

Martín Dapelo, consultor en energías renovables y eficiencia energética, analiza la actualidad de esta tecnología y señala algunos de los obstáculos que observa para su crecimiento, comenzando por la faceta normativa. “Dentro de los grandes parques tenemos dos barreras principales. La primera de ellas pasa por la no continuidad de la Ley 27.191 y el desarrollo de parques con programas como el Plan RenovAr”, expone.

A su entender, esto implica que el Estado no va a licitar la construcción de ningún nuevo complejo, sino que lo único que queda disponible es el desarrollo de parques del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (MATER). “En ese sentido, si bien siempre hay interés de las empresas por participar, el cuello de botella que encontramos es la falta de ampliación de las redes de alta tensión”, apunta.

Cabe recordar que, según estimaciones del sector, el país necesitaría contar con 40.000 kilómetros (km) adicionales en líneas eléctricas de esa clase, lo que podría acarrear una inversión cercana a los 40.000 millones de dólares.

Proyectos de participación público-privado

El especialista señala que por estos días el Gobierno está trabajando en lo que es el lanzamiento de proyectos de participación público-privado, con el objetivo de que sean los generadores los que se hagan cargo de la construcción de las ampliaciones de alta tensión. “Eso trae aparejado otro problema para las empresas, que habitualmente lidian con la dificultad para conseguir financiamiento para construir un proyecto fotovoltaico. Estamos hablando de inversiones con un valor muy elevado, por lo que se incrementa la complejidad de los proyectos”, argumenta.

Los últimos cambios de autoridades en el país, afirma, han generado cierta inestabilidad regulatoria para este tipo de iniciativas. “Pensemos que la Ley 27.191 funcionó muy bien, pero no se va a extender: caduca el 25 de diciembre de 2025. Y este tipo de proyectos necesita de un marco regulatorio a largo plazo, que en teoría debería ser el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI)”, expresa.

Generación distribuida

Por el lado de la generación distribuida, Dapelo asegura que actualmente la quita de subsidios a las tarifas mejora los plazos de repago para este tipo de instalaciones. Hoy este repago, detalla, es de entre ocho y 11 años, mientras que el año pasado estaba por encima de los 15 años. “También debe resaltarse la liberación de importaciones, que -si bien no es completa- hizo que bajaran bastante los precios de los componentes para las instalaciones”, sostiene.

Otro aspecto alentador es que están apareciendo posibilidades de financiación para los usuarios, con algunos bancos en la Argentina que ofrecen tasas razonables. “Desde ese lado, la generación distribuida empieza a tomar un poco más de ritmo”, manifiesta.

Lo cierto, comenta, es que la Argentina ya cuenta con unos 3.000 usuarios de autoconsumo activos, repartidos en 17 provincias. “Todavía es un mercado incipiente, pero con un gran potencial en el corto y mediano plazo a partir de la generación distribuida comunitaria. Este tipo de consumo en su conjunto, al igual que las instalaciones particulares, en el futuro será importante para impulsar el uso de energía fotovoltaica en las ciudades”, proyecta.

, Julián García

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Deuda a proyectos renovables de Argentina: ¿Por qué faltan fondos en el FODER?

Las generadoras de energías renovables de Argentina siguen a la espera de que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) complete el pago de julio, correspondiente a la generación del mes de mayo 2024. 

Tal como informó Energía Estratégica, la liquidación del pasado viernes 12/7 sólo fue del 39,5% debido a la falta de dinero en el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER), que actúa como garantía de pago para los proyectos adjudicados en el Programa RenovAr y bajo la Resolución 202/2016.

Y si bien el jueves 18/7 varias empresas recibieron un 17% adicional, los agentes del MEM aún están en alerto y con interrogantes, considerando que el FODER debe financiarse con aportes del Tesoro Nacional, cargos específicos a la demanda, recuperación y producción de capital e intereses, emisión de títulos (VRD o Certificados de Participación) y multas, entre otras cosas. 

Sin embargo, la falta de fondos para las renovables resultó de una serie de acontecimientos, tales como la falta de un presupuesto 2024, niveles bajos durante el primer trimestre del año y la deuda a las generadoras y petroleras que culminó con la entrega de los bonos en dólares Step-UP 2038 (más conocido como AE38) que vencen dentro de 14 años, poseen una tasa fija del 4,25% anual y cotizan al 50% de paridad. 

Las estadísticas de la Oficina Nacional de Presupuesto muestran que el FODER tuvo ingresos por aproximadamente $32200 millones; que si bien es un incremento del resultado financiero con respecto a igual período del año 2023, el documento titulado “Ejecución presupuestaria de los fondos fiduciarios del Estado Nacional” señala que “el FODER lleva a cabo su operatoria principal por debajo de la línea, otorgando avales y garantías para el respaldo del abastecimiento de energía eléctrica”. 

A ello se debe añadir el impacto de la deuda multimillonaria de aproximadamente USD 1250 millones, resuelta luego de varios cruces entre el sector energético y el Poder Ejecutivo Nacional, que finalizó con el anuncio de Luis Caputo confirmando la total adhesión al bono por parte de las generadoras y petroleras involucradas. 

Al ofrecerse el bono AE 38, se complicó la cobranza en CAMMESA. Como dicha entidad no pudo recaudar todo el dinero necesario que se utilizó para la compra de combustibles y pagos de otras transacciones, no se alimentó el FODER y por tanto se quedó sin dinero”, explicó una fuente cercana a Energía Estratégica. 

“La falta de fondos por parte de la Secretaría de Energía a CAMMESA es un doble default. Es decir que CAMMESA no está recibiendo capitales del FODER ni del fondo unificado de estabilización para demás agentes del MEM, lo que genera una situación de no pago”, agregó quien pidió reservar su nombre. 

“Incluso, gran parte del nuevo superávit fiscal de $238.000 millones que recientemente anunció en realidad está explicado por la falta de pagos en el mercado eléctrico”, insistió. 

¿Qué pueden hacer las generadoras adeudadas?

En caso de que CAMMESA no abone cuatro cuotas mensuales consecutivas o seis no consecutivas dentro de doce meses (entre otras causas), el titular del parque tiene derecho a ejercer la opción de venta del proyecto al Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (put-option) nuevamente con sus fondos disponibles. 

A su vez, para garantizar el pago del precio de compra del proyecto, el gobierno emitió Bonos del Tesoro por un monto total de USD 3.000.000.000 que deberán ser depositados para este fin en la cuenta especial del FODER. 

Si ese dinero no alcanza para comprar la central y cómo última instancia, se activa la garantía del Banco Mundial (en aquellos proyectos que optaron por dicha garantía) para la compra del parque hasta un monto total de USD 500.000.000.

Mientras que las otras alternativas ante el impago de cuatro liquidaciones mensuales consecutivas o seis no consecutivas dentro de doce meses, el vendedor podrá reclamar el pago a través del proceso de resolución de disputas o rescindir el PPA, aunque renunciando a ejercer la opción de venta del proyecto, según explicaron especialistas en la materia. 

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Advierten un golpe a la energía solar en Puerto Rico si se elimina o devalúa la política de medición neta

La Asociación de Energía Solar y Almacenamiento Energético de Puerto Rico (SESA) publicó un informe técnico bajo el título «Impactos de la devaluación de la política de medición neta en Puerto Rico» que detalla las consecuencias que podría haber en el mercado si se da lugar a la medida que promueve la Junta de Supervisión y Administración Financiera de Puerto Rico (FOMB, por sus siglas en inglés) instando a eliminar o devaluar su política de medición neta antes de 2030.

«Si la protección legal a la medición neta se pierde y se devaluara el crédito por la energía limpia exportada, el ritmo de instalaciones nuevas se reducirá», expresó Javier Rua Jovet, director de políticas públicas de SESA.

De acuerdo al documento socializado por SESA, los números estimados en cuanto a esa desaceleración de instalaciones nuevas se encuentran en el orden de entre 398 a 1137 MW.

Así mismo, se considera que podrá también tener un efecto negativo sobre soluciones de almacenamiento de energía «entre 1,061 y 3,032 megavatios-hora menos de almacenamiento en baterías
instalados para 2030», precisan desde SESA.

Aquello no sería todo, otras de las advertencias que se realizan pasan por pérdidas de empleo en el sector solar y, en general, económicas para todo Puerto Rico.

En el Congreso de los Estados Unidos también están al tanto de esta situación. De hecho, durante una visita llevada a cabo la semana pasada, una comitiva federal encabezada por la secretaria de Energía, Jennifer Granholm, y miembros del Congreso, se pronunció a favor de la continuidad de políticas como la de medición neta que contribuyen a la sostenibilidad y autonomía energética en el archipiélago.

«Las representantes Alexandria Ocasio Cortez y Nydia Velázquez no solo entienden bien el tema, sino que enviaron una carta formal a la Junta de Supervisión Fiscal al respecto junto a otros 21 congresistas», recordó el director de políticas públicas de SESA..

Tal como comunicó oportunamente Energía Estratégica, el pasado 17 de mayo del 2024, más de 20 legisladores (18 miembros del Congreso y 3 senadores) firmaron una carta al FOMB expresando su preocupación respecto a derogar o enmendar la Ley 10-2024 de Puerto Rico.

«Ese esfuerzo fue liderado por el Congresista Raúl Grijalva y la Comisionada Residente de Puerto Rico en el Congreso, Jennifer González (quien hoy es también candidata a gobernadora de Puerto Rico)», completó Rua Jovet.

En líneas generales aquel escrito al FOMB indicaba que “Cualquier intento de reducir la viabilidad económica de los sistemas solares en tejados y baterías al reducir la medición neta debe ser rechazado en esta etapa crítica de la transformación del sistema energético de Puerto Rico. La medición neta ha demostrado ser esencial para las familias en Puerto Rico y esencial para el progreso de Puerto Rico hacia sus propios objetivos de energía renovable”.

v7.1 (Spanish) Study – Impactos de la devaluación de la política de medición neta en Puerto Rico

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CREE aclara los alcances del proceso de revisión integral de contratos prexistentes con generadoras

Energía Estratégica comunicó ayer que la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) lanzó un nuevo Concurso Privado Nacional destinado a realizar un «Análisis de contratos prexistentes conforme a la normativa vigente» (ver). Este medio reconoce que esta medida que busca proveer de armonía al mercado eléctrico hondureño, se vio deslucida por una serie de interrogantes planteados en la publicación precedente, que a su vez fueron malinterpretados en redes sociales.

Es por ello que se ofreció a comisionados de la CREE hacer uso de su derecho a replica para despejar dudas al rededor del proceso; entre ellas, que este concurso no debió ser interpretado como una indicación de renegociaciones futuras.

Desde el organismo regulador, expresaron: «En respuesta a las recientes consultas sobre las actividades de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), deseamos aclarar la situación actual y disipar cualquier malentendido. La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica CREE, en su rol de ente regulador, no posee la potestad para renegociar contratos preexistentes con empresas generadoras, dicha atribución es exclusiva de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) ya que son acuerdos entre partes.

La convocatoria a un proceso de concurso privado no tiene como objetivo la renegociación de contratos, sino más bien asegurar que ciertas acciones particulares que emanan de la función publica estén en plena armonía con la legislación y normativas vigentes. El numero de 12 contratos para ser analizados representa una muestra de los mas de 70 contratos preexistentes en operación.

El proceso de revisión que se está llevando a cabo es una medida estándar de due diligence y cumplimiento a la función de fiscalización, que busca la alineación de los actos administrativos con los marcos legales actuales. Este proceso es una práctica común en la función regulatoria y no debe interpretarse como una indicación de renegociaciones futuras.

Entendemos que la confianza de los inversionistas es fundamental para el desarrollo sostenible del sector energético. Por lo tanto, queremos reiterar que la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) está comprometida con la transparencia, la estabilidad contractual y el respeto a los acuerdos ya establecidos. Este proceso de revisión contractual es un paso hacia la optimización de la eficiencia operativa y la seguridad jurídica, elementos clave para mantener y fortalecer la confianza de los inversionistas y promover el desarrollo futuro de la energía en el país. Para finalizar, reiterar que esta Comisión no participó ni participara en procesos de renegociación de contratos, dichas actuaciones son exclusivas para los agentes que forman parte del Mercado Eléctrico Nacional (MEN)».

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ACEN insiste con la rebaja de potencia para que más clientes de Chile accedan al mercado libre

La Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) presentó su postura ante el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) sobre la solicitud de la rebaja al límite de potencia conectada para que los usuarios puedan optar a ser clientes libres, de 500 kW a 300 kW. 

Hoy en día la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) actualmente establece el umbral en los 500 kW, pero la iniciativa busca disminuirlo hasta los 300 kW y que más usuarios del sistema opten por el acceso a más renovables y mejores precios. 

Tal es así que meses atrás el TDLC recibió cerca de 20 observaciones sobre la baja de potencia para optar al mercado libre, entre ellas de parte de la Comisión Nacional de Energía (CNE) que planteó un impacto negativo en los contratos de suministro, como también por parte de ACEN que remarcó la importancia de que más usuarios opten por el acceso a más renovables y mejores precios y que esa transición será paulatina y no moverá la aguja en el sistema.

Por lo que en esta oportunidad, desde ACEN reflotaron el debate ante el TDLC e insistieron en la importancia de que más usuarios del sistema opten por esta alternativa que permitiría el acceso a más renovables y mejores precios. 

“Pensar que en 20 años no podemos bajar el límite de 500 kW a 300 kW parece que tiene por objetivo mantener cautivos a los usuarios en un régimen regulado que, lejos de protegerlos, los perjudica. Todos ellos podrían tener la libertad de elección y los únicos que se oponen son aquellos que los tienen cautivos, apuntó Rodrigo Castillo, abogado en representación de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía

“Por ejemplo, el segmento de 500 a 600 kW ha optado, con información y conocimiento, a cambiarse de régimen. Y no existe un solo caso de abusos en la materia o arrepentimiento por parte de los clientes”, agregó. 

Además, comparó la situación de la parte elegible más pequeña en el mercado libre (500 kW a 600 kW), con la última licitación pública para el suministro de energía y potencia eléctrica para abastecer los consumos de clientes sometidos a regulación de precios. 

De modo tal que en el primero de los casos existen 37 distintos suministradores según el especialista, mientras que en la licitación de suministro 2023/01 sólo hubo 5 oferentes y una empresa adjudicada (Enel) de los 3600 GWh/año subastados (1500 GWh en el bloque N°1 y 2100 GWh en el bloque N°2) en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh. 

“Es decir que el mercado para clientes libres pequeños es mucho más competitivo de aquel para clientes regulados. Y el cambio será paulatino en el tiempo, considerando que el efecto teórico no superaría el 3% de la disminución de competitividad de los contratos regulados”, sostuvo Castillo. 

“Incluso cambiaron las circunstancias de contratación para los usuarios que optan por el régimen libre, de tal manera que existen contratos simplificados, plataformas que pueden hacer las licitaciones on-line”, agregó. 

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Informe IEA: la demanda de electricidad crecerá 4% en 2024, uno de los niveles más altos en 20 años

Sin dudas, factores como los efectos del cambio climático sumado al crecimiento económico de los países y la constante evolución de nuevas tecnologías que han vuelto más competitivas las fuentes no convencionales de energía y la electrificación del transporte, han incrementado significativamente la demanda de energía a nivel mundial.

En efecto, de acuerdo al nuevo informe de actualización de mitad de año de electricidad elaborado por la Agencia Internacional de la Energía (IEA, por sus siglas en inglés) se prevé que el crecimiento de la demanda eléctrica en 2024 y 2025 estará entre los niveles más altos de las últimas dos décadas y se espera que la energía solar fotovoltaica por sí sola cubra la mitad del aumento. En efecto, junto con la generación de energía eólica, representará casi el 75% del incremento.

Según el reporte,  la demanda mundial de electricidad crecerá alrededor del 4% en 2024, frente al 2,5% en 2023. Esto representaría la tasa de crecimiento anual más alta desde 2007, excluyendo los repuntes excepcionales observados tras la crisis financiera mundial y la pandemia de Covid-19. Además, el fuerte aumento del consumo mundial de electricidad continuará hasta 2025, con un incremento que oscilará en el 4% nuevamente.

«Las fuentes renovables de electricidad también se expandirán rápidamente este año y el próximo, y se prevé que su participación en el suministro mundial de electricidad aumentará del 30% en 2023 al 35% en 2025. Se prevé que la cantidad de electricidad generada por energías renovables en todo el mundo en 2025 eclipse la cantidad generada por el carbón por primera vez. Se espera que la energía solar fotovoltaica por sí sola satisfaga aproximadamente la mitad del crecimiento de la demanda mundial de electricidad durante 2024 y 2025, y la energía solar y eólica combinadas cubrirán hasta tres cuartas partes del crecimiento», revela.

Y agrega: «A pesar de los fuertes aumentos de las energías renovables, es poco probable que la generación mundial de energía a partir del carbón disminuya este año debido al fuerte crecimiento de la demanda, especialmente en China e India. Como resultado, las emisiones de dióxido de carbono (CO2) del sector energético mundial se están estancando, con un ligero aumento en 2024 seguido de una disminución en 2025. Sin embargo, persisten considerables incertidumbres: la producción hidroeléctrica china se recuperó fuertemente en la primera mitad de 2024 desde su Mínimo de 2023. Si esta tendencia ascendente continúa en la segunda mitad del año, podría frenar la generación de energía a partir de carbón y dar como resultado una ligera disminución de las emisiones del sector energético mundial en 2024″.

Aumentos en el consumo de electricidad de las principales economías del mundo

Se espera que la demanda aumente este año: 8% en India por las olas de calor; el 6% en China como resultado de una sólida actividad en las industrias y en la fabricación de tecnologías de energía limpia; 3% en Estados Unidos, en medio de un crecimiento económico constante, una creciente demanda de refrigeración y un sector de centros de datos en expansión y del 1,7% en la Unión Europea, tras dos años consecutivos de contracción en medio de los impactos de la crisis energética.

“Es alentador ver que la participación de las energías limpias en el mix eléctrico sigue aumentando, pero esto debe suceder a un ritmo mucho más rápido para cumplir los objetivos energéticos y climáticos internacionales. Al mismo tiempo, es crucial ampliar y reforzar las redes para brindar a los ciudadanos un suministro eléctrico seguro y confiable, e implementar estándares de eficiencia energética más altos para reducir los impactos de la mayor demanda de enfriamiento en los sistemas eléctricos”, afirma Keisuke Sadamori, Director de Energía Mercados y Seguridad de la AIE.

Incrementos de demanda por menor producción hidroeléctrica en mercados latinoamericanos, tras «El Niño»

Si bien la producción hidroeléctrica viene aumentando año tras año en China (+21%) y la Unión Europea (+20%), el informe reveló una disminución en varias regiones de Latam en el primer semestre de 2024 debido al impacto climático generado por la sequía.  La menor producción hidroeléctrica en estas áreas puso a prueba los sistemas eléctricos y resultó en el aumento de la generación a partir de combustibles fósiles para satisfacer la demanda y racionamientos de energía a través de cortes de carga e interrupciones.

«Los embalses en Colombia alcanzaron mínimos históricos del 30% en abril a raíz de las sequías inducidas por El Niño. Al mismo tiempo, la demanda eléctrica en Colombia creció más del 8% en marzo de 2024, respecto al año anterior. Para mitigar esto, Colombia emitió una resolución que exige la máxima utilización de energía renovable variable (VRE) y eliminar las sanciones por desviaciones de los objetivos de energía para tales generadores. Además, detuvo las exportaciones de electricidad a Ecuador por lo que este se vio obligado a iniciar el racionamiento eléctrico. El alivio llegó para Ecuador a finales de abril, cuando cayeron lluvias extremas a finales de mes, lo que provocó el fin de interrupciones de suministro desde Mayo», señala el reporte.

Y añade: «En México, el primer semestre de 2024 se caracterizó por olas de calor y sequías, que han sido particularmente intensos en los estados del noroeste del país. Por ejemplo, la central hidroeléctrica El Novillo de 135 MW dejó de generar electricidad desde abril debido a los bajos niveles de agua (alrededor del 11%) y el bombeo de agua para la central hidroeléctrica de Huites, de 422 MW, está parada desde mayo para evitar daños en el equipo. También, la central Infiernillo de 1.120 MW en el sureste del país ha visto una reducción constante de sus niveles de almacenamiento, de aproximadamente el 70% en abril a 46% en julio».

Las fuentes de energía limpia batirán nuevos récords hasta 2025

De esta forma, se espera que la generación mundial de electricidad a partir de energía solar y eólica supere a la energía hidroeléctrica en 2024. Esto responde al 33% de aumento interanual en generación solar fotovoltaica y un crecimiento sostenido de la generación eólica de 10%, a nivel mundial.

Con esta incorporación de fuentes limpias la transición energética global alcanzará otro hito importante y para 2025, la generación total de energías renovables estará a punto de superar a la electricidad alimentada con carbón.

En su análisis, IEA afirma que la participación de las energías renovables en el suministro eléctrico mundial aumentó al 30% en 2023 y se prevé que aumente aún más hasta el 35% en 2025.

Asimismo, en la Unión Europea, se espera que la generación eólica y solar fotovoltaica supere la producción de combustibles fósiles en 2024.  Se prevé que la oferta de ambas tecnologías aumente el 26% en 2023, el 30% en 2024 y el 33% en 2025. El principal impulsor es el rápido crecimiento de la energía solar fotovoltaica, liderado por la reducción de sus costos.

El informe completo

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Brasil recibe el interés de más de 130 MW en proyectos piloto de hidrógeno

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil recibió 24 propuestas en el llamado para proyectos de hidrógeno del Programa de Investigación, Desarrollo e Innovación (PDI), por un valor de inversión esperado de R$ 2.700.000.000 lo que representa el mayor volumen jamás invertido en una convocatoria esta índole. 

Las iniciativas fueron desarrolladas por 10 empresas junto con 40 cooperativas, 33 entidades ejecutoras y 23 instituciones socias de todo el país, en pos de lograr la integración total con la industria, con soluciones que benefician principalmente a las industrias petroquímica, siderúrgica, alimentaria, papelera y celulósica, según informaron desde ANEEL. 

De la totalidad de las iniciativas, 19 corresponden a plantas piloto de producción de H2 bajo en emisiones de gases de efecto invernadero, que suman 131,74 MW de capacidad por un valor total de R$ 2.684.807.564,93 (aproximadamente USD 483.975.760). 

La mayoría de las propuestas proponen el uso de electrólisis, con variaciones entre electrólisis no especificada (11 ofertas), electrólisis de membrana polimérica protónica (PEM – 6 proyectos) y electrólisis alcalina (2 propuestas).

Los usos finales varían para consumo industrial (12 iniciativas), la elaboración de amoníaco o fertilizantes bajos en carbono (2), el acceso universal a la electricidad (2), proyectos Power-to-X para combustibles sintéticos, movilidad sostenible y blending con gas natural para inyectar en gasoductos. 

Cabe recordar que esa alternativa permitía la presentación de proyectos sistemas de 1 a 10 MW de potencia; aunque aquellos que se ubicaran en sistemas aislados de la red podían tener una capacidad mínima de 50 kW. 

En tanto que dichas plantas piloto podían tener una central anexa construida para producir hidrógeno o puede contratar la energía en el mercado libre de electricidad y el costo será aportado como contrapartida económica del proyecto. 

Por otro lado, también se presentaron 5 iniciativas vinculadas al avance de partes, componentes o prototipos de equipamiento requerido que abarcan aproximadamente R$ 76.428.630 de inversión (USD 13769435).

Esta alternativa en la convocatoria del Programa de Investigación, Desarrollo e Innovación (PDI) alcanzaba tanto al desarrollo de sistemas de conversión (electrolizadores, pirolizadores, pilas de combustible o máquinas térmicas) como al almacenamiento de H2 (restringido a aumentar la eficiencia energética o desarrollar sistemas de recuperación de energía). Por lo que las tecnologías y usos se detallan a continuación: 

Tecnologías: reformado en seco – plasma, H2 comprimido, hidruros metálicos, infraestructura para electrolizadores y equipos de certificación.
Usos finales: producción de H2 y subproductos, almacenamiento de hidrógeno, infraestructura eléctrica, infraestructura de medición, verificación y seguimiento.

Las propuestas serán sometidas a la evaluación por parte de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica hasta el 26 de julio y la expectativa es que sean aprobadas por el Directorio de la ANEEL dentro de 50 días, si se cumplen todos los requisitos.

Una vez transcurrido ese plazo y demostrado el verdadero interés en la ejecución del proyecto, habrá un plazo de 120 días para que den inicio las obras, mientras que en 48 meses deberán estar puestos en marcha

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GreenYellow prevé la construcción de más de 40 MW solares en Colombia este año 

Como ya había anticipado Energía Estratégica, en junio de 2024, XM, empresa que administra el Mercado de Energía Mayorista de Colombia, publicó un detallado informe que advierte una tendencia creciente en la adopción de energías renovables dentro del sector energético colombiano, sobre todo de energía solar.

En línea con este crecimiento, la cadena francesa enfocada en la eficiencia energética presente en 17 países del mundo, Green Yellow se compromete a seguir invirtiendo en la región con ambiciosos objetivos para este año.

En conversaciones con este medio, Felipe Camargo, CEO de GreenYellow en Colombia destaca: “Si bien durante la primera década, invertimos 30 mil millones de pesos al año, en 2022 elevamos esa inversión a 170 mil millones y luego a 270 mil millones en 2023, consolidando nuestra fase de crecimiento con velocidad crucero”. 

Y agrega: “Hemos multiplicado la compañía por un número muy grande y esperamos continuar con ese nivel en los años que siguen, con una inversión que ronde los 250 mil millones de pesos. En términos de proyectos solares, el objetivo es iniciar la construcción de al menos 40 MW este año en Colombia”.

En Colombia, la compañía se enfoca en dos vertientes de la energía solar: por un lado construyen plantas conectadas a la red donde inferiores a 20 MW y, por otro lado, instalan granjas de autoconsumo. 

La potencia o dimensión de los proyectos de autoconsumo es directamente proporcional al tipo de negocio y al consumo de energía de sus clientes. Instalan proyectos de 500 kW a 14 MW para diversas industrias como la del retail, agropecuaria, hotelera, etc.

En tanto a las granjas solares conectadas a la red, el ejecutivo explica que se enfocan en proyectos menores a 20 MW porque estos exigen menos trámites ambientales y son más expeditos. 

“La forma de comercializar esa energía varía según la estrategia del momento. Tenemos una comercializadora de energía propia y acudimos a contratos PPAS con distintos plazos o tenemos una exposición a bolsa temporal donde nos favorecemos de lo financiero para luego iniciar un PPA”, afirma.

“Nuestros negocios están bien estructurados: tenemos rigor técnico, jurídico, comercial y financiero. Hemos iniciado varias financiaciones con los principales bancos de Colombia para proyectos solares y de eficiencia energética”, enfatiza.

De acuerdo a la filosofía de la empresa, sus clientes no son una contraparte, sino un aliado estratégico: proporcionan soluciones gana-gana al mercado, a través del ahorro en el consumo y en la tarifa tanto en energía solar de autoconsumo como en proyecto de eficiencia energética. 

De esta forma, a través de la energía solar y la eficiencia energética, la compañía busca contribuir a la estrategia denominada “Estallido 6GW”, liderada por el Gobierno Nacional a través de la cartera de energía.

En línea con estos compromisos, en abril de este año la empresa logró conectar el parque solar Alejandría, en la región de Córdoba, con 22 mil módulos solares distribuidos en 21 hectáreas y una capacidad instalada de 14,3 MWp. 

De acuerdo a la compañía, con este parque se generará 21 mil MWh/año y se espera que se reduzcan 11 mil toneladas de emisiones de CO2, contribuyendo significativamente a la mitigación del cambio climático y al cuidado del medio ambiente. Las emisiones de CO2 evitadas equivalen, en perspectiva, a la siembra de 320 mil nuevos árboles en Colombia.

 

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Impuesto a las ganancias: Unos sí, o otros no entre los trabajadores petroleros

MILEI (Javier), Guillermo Francos, y Luis Andres Caputo firmaron el Decreto 652/2024, ya oficializado, que reglamenta diversos aspectos de la aplicación del Impuesto a las Ganancias para trabajadores.

Entre los considerandos de la medida se hace hincapié en que “en el artículo 82 de Ley 27.743 (Medidas fiscales paliativas y relevantes) se define cuál es el personal petrolero que queda alcanzado por el beneficio plasmado en la Ley 26.176 (define conceptos-tareas a los efectos de la aplicación y no aplicación del impuesto), y en esta oportunidad se hace necesario dar precisiones respecto del alcance de la expresión “personal de pozo”.

Como consecuencia de consideraciones (y negociaciones) antes políticas que técnicas y económicas, este personal no será considerado a los efectos de la determinación y pago del Impuesto a las Ganancias. Otro personal que se desempeña en esta industria quedó alcanzado por el impuesto, entre ellos los Administrativos y Jerárquicos petroleros, y los trabajadores representados por los gremios de la UOCRA y Camioneros, situación que derivará en reclamos.

El flamante decreto 652 señala en su artículo 7°.- A los fines de lo dispuesto en el artículo 82 de la Ley 27.743, entiéndese como “personal de pozo” a todo el personal que se desempeñe habitual y directamente en las siguientes actividades: a) en la exploración petrolífera o gasífera llevada a cabo en campaña y b) en tareas desempeñadas en boca de pozo y afectadas a la perforación, terminación, mantenimiento, reparación, intervención, producción, servicios de operaciones especiales y servicios de ecología y medioambiente en los pozos petrolíferos o gasíferos.

También quedan incluidos dentro del concepto de “personal de pozo”, toda vez que se trata de trabajadores afectados a tareas que resultan inescindibles a las actividades mencionadas en el párrafo precedente, aquellos que desarrollan: (i) la operación y mantenimiento de instalaciones que sean necesarias para la producción de hidrocarburos y (ii) labores que fueran necesarias para la exploración y producción de hidrocarburos.

En ningún caso el personal administrativo califica como “personal de pozo” y tampoco deberá considerarse a todo otro personal -cualquiera fuera su puesto o categoría- que no encuadre como “personal de pozo”, puntualiza el decreto para definir entonces quien deberá pagar el impuesto.

“Dichos beneficios no resultarán aplicables para el personal directivo, ejecutivo y gerencial que desarrolla tareas en empresas petroleras amparadas o no por Convenios Colectivos de Trabajo, ni a ningún otro personal -cualquiera fuese su puesto o categoría- que no encuadre como “personal de pozo”, señala el artículo 82 (Ley 27.743), mencionado en el nuevo decreto.

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Rusia y Cuba analizan construir una refinería en la isla caribeña

El gobierno ruso y el cubano avanzaron en la idea de construir una refinería de petróleo en Cuba junto con empresas rusas, informó la agencia de noticias TASS citando a un alto legislador ruso, Alexander Babakov.

Una delegación de parlamentarios rusos encabezada por el presidente de la Cámara Baja, Viacheslav Volodin, se encuentra de visita en Cuba. Babakov dijo que durante el viaje se discutió la posible construcción de una refinería de petróleo.

Rusia y el Estado socialista cubano tienen una larga historia de estrechas relaciones que se remontan a los días de la Revolución Cubana de 1959, tras la cual La Habana recibió el apoyo de la Unión Soviética.

Rusia reanudó en marzo el suministro de crudo a Cuba tras un año de interrupción.
Venezuela es el principal proveedor de petróleo de Cuba, pero los envíos han disminuido en los últimos años. El año pasado, México exportó cantidades significativas de petróleo a Cuba, pero no lo ha hecho este año.

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Neuquén superó los 400 mil barriles de petróleo por día en junio

La provincia de Neuquén registró en junio un nuevo récord en la producción de petróleo al alcanzar los 400.931 barriles por día, 1,76 % más que en mayo y 24,86 % más que en junio del 2023. comunicó el gobierno.

La producción acumulada entre enero y junio de 2024 es 20,2 % mayor que la registrada para el mismo período del año pasado, según informó el ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén.

Este incremento con relación a mayo se debe principalmente al aumento en la producción de las áreas Sierras Blancas, Bandurria Sur, Bajada del Palo Oeste, La Calera; y Aguada del Chañar.

En tanto, la producción de gas en junio fue de 104,23 millones de metros cúbicos por día, lo que representa una disminución con respecto a mayo del 1,29 %. Sin embargo, en comparación con junio de 2023, se produjo 14,5 % más. Y la producción acumulada del primer semestre de 2024 es 11,66 % mayor que la registrada para el mismo periodo del año pasado.

La disminución en la producción de gas respecto a mayo se explica, principalmente, por la caída en la producción de las áreas Loma La Lata-Sierra Barrosa; Rincón del Mangrullo; Aguada de la Arena; Aguada Pichana Oeste y la Rivera Bloque I, se describió.

La extracción no convencional de petróleo en junio representó 93,77 % de la producción total de Neuquén, mientras que el 88,55 % de la producción de gas es del mismo origen.

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Superávit comercial energético de U$S 2.758 millones

La Secretaría de Energía de la Nación destacó que en el primer semestre de 2024 el país logró un superávit comercial energético de 2.758 millones de dólares. Las exportaciones crecieron 26,8 % y las importaciones cayeron 55,1 por ciento.

“De acuerdo con los datos proporcionados por el último informe sobre comercio exterior del INDEC la Argentina logró por primera vez en 15 años un saldo positivo en su balanza comercial energética, con excepción del año de la pandemia (2020)”, comunicó la cartera a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo.

En el primer semestre de 2024 se registraron exportaciones de combustible y energía por 4.818 millones de dólares. Este número implica un crecimiento del 26,8 % frente al mismo período del año pasado en el cual la cifra fue de 3.798 millones. En particular, para el petróleo crudo, esa variación interanual positiva fue de 60,2 por ciento.

Para el mes de junio, la comparación interanual arroja un crecimiento de 24,2 %, equivalente a exportaciones por 629 millones de dólares, frente a 506 millones del mismo mes de 2023, se describió.

En el mismo sentido, el volumen de importaciones registrado para el rubro “Combustibles y lubricantes” decreció 55,1 % en relación al primer semestre del año anterior, lo que resultó de una cifra de 2.060 millones de dólares frente a los 4.587 millones que debieron importarse en 2023.

“Vamos por el camino correcto, dejando atrás el agotado modelo de autoabastecimiento y enfocándonos en las exportaciones”, destacó Rodriguez Chirillo.

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Quiénes son los ganadores y perdedores en Vaca Muerta con la reglamentación del Impuesto a las Ganancias

El Decreto 652/24 publicado este lunes en el Boletín Oficial, a través del cual el gobierno reglamentó cómo se liquidará el Impuesto a las Ganancias a partir de la promulgación de la Ley Bases, dejó un saldo de ganadores y perdedores dentro del universo sindical de la industria petrolera. Si bien la letra chica puso afuera del alcance del nuevo régimen tributario a buena parte de los trabajadores petroleros, tal como adelantó EconoJournal hace dos semanas, miles de operarios vinculados a la industria hidrocarburífera —como el personal administrativo nucleados en gremios Jerárquicos y operarios de refinerías y centros industriales— empezarán a recibir percepciones en sus salarios, por lo que su sueldo neto de bolsillo caerá en más de un 15 o 20 por ciento. El recorte salarial impactará de especial manera en afiliados a gremios como Camioneros y Construcción (UOCRA) que conviven en los yacimientos con petroleros privados, que perdieron la exención que los beneficiaba desde hace 20 años por imperio de la Ley 26.176, que fue derogada por la Ley Bases.

Una lectura del escenario que surge de los efectos que provocará el Decreto firmado por el presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, y el ministro de Economía, Luis Caputo, encuentra, de un lado, a Marcelo Rucci, líder del sindicato de petroleros privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, que logró que la mayoría de sus afiliados conserve la excepción a Ganancias, o a Jorge ‘Loma’ Ávila, su par de Chubut. Y del otro a pesos pesados del sindicalismo nacional como Pablo Moyano, secretario del sindicato de Camioneros, y Gerardo Martínez, titular de la UOCRA, que deberán afrontar la reacción puertas adentro de sus afiliados que en la Cuenca Neuquina volverán a percibir el régimen. Habrá que esperar a conocer en los próximos días cuál es la reacción política que tomarán los líderes sindicales cuando empiecen los recibos de sueldos con las nuevas percepciones.

Mientras que Rucci puede argumentar que la mayoría de sus representados continuará exentos de Ganancias, Moyano y Gerardo Martínez deberán evaluar qué plan de acción toma. Arévalo, del gremios de Jerárquicos de Neuquén, perjudicado.

La versión original del decreto, que había sido previamente acordada con YPF y otras operadoras, era más amplia e incluía a trabajadores de Camioneros, UOCRA, UOM y refinerías, enrolados en la Federación Argentina de Petróleo y Gas. Sin embargo, la semana pasada, el Gobierno nacional pulió el texto del decreto publicado hoy y únicamente mantuvo la exención de Ganancias para el «personal boca de pozo» de los sindicatos de petroleros privados.

Aún así, los gremios de petroleros de base también sufrirán un recorte menor a partir del mes que viene, porque la norma dejó dentro del cálculo de Ganancias a las horas extras y aguinaldo, entre otros adicionales. Es decir, que desde agosto podrán percibir retenciones en estos beneficios y otros que se garantizaban en la Ley de Impuesto a las Ganancias de 2019.

Desde UOCRA aseguraron a este medio que analizan la presentación de una medida cautelar o un amparo para evitar que los trabajadores de Cuenca Neuquina queden alcanzados. Por otro lado, los gremios de Petroleros Jerárquicos pedirían a las operadoras que se hagan cargo de las retenciones hechas a los administrativos, en tanto que Camioneros solicitará que se considere a los choferes de Vaca Muerta.

Petroleros privados

La reglamentación de hoy puede leerse como una señal de alivio para Marcelo Rucci, líder del sindicato petrolero más fuerte del país. Como había anticipado EconoJournal, el sindicalista había negociado con funcionarios nacionales un artículo que dejaba fuera del alcance de Ganancias a sus afiliados.

El acuerdo se dio tras conocerse que la Ley Bases eliminaba la Ley 26.176 que excluía a los empleados de la industria hidrocarburífera del pago del tributo, por lo que unos 30.000 trabajadores de yacimientos tendría que volver a tributar Ganancias. Para evitar eso, Rucci negoció en la letra chica de la reglamentación del decreto que se ampliara la excepción, algo que se plasmó en la publicación de hoy a través del artículo 7, que establece que se entiende por personal de pozo a quienes se desempeñen en la exploración petrolífera o gasífera llevada a cabo en campaña, en tareas de boca de pozo y afectadas a la perforación, terminación, mantenimiento, reparación, intervención, producción, servicios de operaciones especiales y servicios de ecología y medioambiente en los pozos petrolíferos o gasíferos.

También incluye a quienes se desempeñan en “operación y mantenimiento de instalaciones que sean necesarias para la producción de hidrocarburos y labores que fueran necesarias para la exploración y producción de hidrocarburos”.

Perdedores

Por el contrario, el Decreto deja dentro de la percepción de la Cuarta Categoría al personal Jerárquico de la industria petrolera (supervisores y personal gerencial), así como también a trabajadores de refinerías como Ensenada, Dock Sud, Campana, Luján de Cuyo, Bahía Blanca y Plaza Huincul. En conversación con este medio, Manuel Arévalo, secretario general del sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa, afirmó que “vamos a arreglar que las empresas se hagan cargo de cubrir el impacto del cambio de Ganancias sobre los empleados administrativos”. Se estima que un 60% de los trabajadores nucleados por los gremios Jerárquicos deberán empezar a pagar el impuesto.

Arévalo aseguró que “hoy estamos hablando de salvar lo que se pueda y plantearle a las empresas que es muy buena su rentabilidad como para que no se hagan cargo de los demás”.

En relación a un posible conflicto desde su gremio, consideró que “no es momento de peleas». «Lo que salió es lo que se había arreglado con Nación y había que tener mucho cuidado porque el Gobierno estaba decidido a hacer con todos tabula rasa”.

UOCRA y Camioneros, alcanzados

Entre los alcanzados por el nuevo régimen también se verán perjudicados los afiliados a UOCRA que trabajan en yacimientos. Víctor Carcar, secretario general de UOCRA Neuquén, indicó que en la Cuenca Neuquina serán al menos 2.000 los afectado, aunque fuentes privados indicaron que podrían cerca muchos más.

“A nosotros nos abarca un sector de trabajadores de yacimientos, principalmente oficiales especializados, soldadores, cañistas e instrumentistas. No es un problema grave porque serán unos 2.000 los de sueldos altos y tenemos 22.000 afiliados”, sostuvo.

Carcar afirmó que a nivel nacional piensan en implementar algún tipo de medida judicial para evitar el alcance de Ganancias a los trabajadores de yacimientos y de refinerías nucleados en UOCRA. En la misma línea, Camioneros buscará negociar a nivel nacional que se considere a su personal en Vaca Muerta como “boca de pozo”: “Los camioneros también trabajamos en boca de pozo, estamos a 10 metros, por eso nos corresponde también  la excepción”, aseguró Gustavo Sol, secretario general de Camioneros en Río Negro.

En este caso, el gremio agrupa a unos 3.000 choferes que trabajan en Vaca Muerta y que a partir del mes que viene sufrirán un recorte de su salario neto. Según estimaron, la norma les significará la pérdida de todas las horas extras trabajadas.

“Los choferes tienen jornadas laborales de 12 horas, a las que se le suman 4 horas de viaje. Si no llegamos a buen puerto, reduciremos los turnos a 8 horas y las petroleras deberán cubrir el resto con más personal. Es un costo que deberán asumir”, advirtió Sol.

El referente rionegrino de Camioneros agregó que esperan una respuesta positiva en los próximos días, en caso contrario, realizarán asambleas en los yacimientos para determinar qué medida tomarán.

, Laura Hevia

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Vaca Muerta: proyectan que en 2025 podrían ingresar hasta seis nuevos equipos de perforación

La actividad petrolera en Vaca Muerta podría experimentar un notable incremento a partir del año que viene cuando se cristalice la ampliación de la infraestructura de transporte y ampliación de hidrocarburos, el principal cuello de botella que enfrenta hoy la industria para incrementar la producción de petróleo no convencional en la cuenca Neuquina. Se estima que una vez que Oldelval empiece a completar las distintas etapas de expansión de su red de transporte hacia el Atlántico por medio del proyecto Duplicar Plus —que se encuentra lanzado y debería estar listo en la segunda mitad de 2025—, el desafío que enfrentarán las empresas productoras se centrará en la escasez de equipos de perforación disponibles en Neuquén.

Según un informe realizado a principios de julio por la consultora Tecnopatagonia, que lidera Mariano de la Riestra, la proyección para 2025 indica que podrían sumarse hasta seis equipos de perforación a Vaca Muerta, por lo que la cifra de unidades de drilling activas en Vaca Muerta podría trepar hasta los 41 a lo largo del año que viene. Entre las petroleras que ya iniciaron gestiones para sumar nuevas torres de perforación se encuentran Vista, Tecpetrol e YPF, entre otras.

Fuente: Tecnopatagonia

Cuello de botella

A pesar de los significativos avances tecnológicos en la perforación de pozos, que permitieron ganar en rapidez y eficiencia, la capacidad limitada de los equipos actuales (23 en las áreas convencionales y 35 en las no convencionales) restringe el potencial productivo.

De la Riestra, director de Tecnopatagonia, dialogó con EconoJournal y explicó que la cantidad de nuevos equipos que efectivamente se incorporará en 2025 está supeditada a cuánto se pueda incrementar la producción. “Como mínimo, creemos que se sumarán cuatro equipos, pero en el fondo es una carrera de ida, en donde la media es seis y, eventualmente, podría sumarse un séptimo equipo. ¿Por qué es una carrera de ida? Porque quizá en 2025 arranquemos con cuatro, pero al final del año terminaremos con seis o siete”, explicó el especialista.

De los datos incluidos en el reporte se desprende que la cantidad de equipos operativos en Vaca Muerta oscila entre los 58 y 64 rigs desde junio de 2023.

“Las empresas que están perforando han logrado una eficiencia en sus campos. Ahora bien, el desafío es el de incorporar equipos. Y cuando esto suceda el resto de los factores que inciden en la producción también van a mejorar”, destacó de la Riestra.

La importancia de la estabilidad

“Es un gráfico totalmente estable con una gran cantidad de actividad que se distingue en una línea horizontal. Es decir que la misma cantidad de equipos hizo crecer los pozos de manera horizontal, por eso hay más etapas de fractura por pozo, porque la misma cantidad de equipos construyen pozos más largos”, explicó De la Riestra. Y añadió: «Subió la performance de las perforaciones y se extendieron las ramas horizontales. Pero para que eso sucediera tuvieron que subir los sets de fractura. Y entonces como consecuencia, la logística y el despacho de arena acompañaron”.

Para este año, se espera que se concreten unas 18.000 etapas de fractura totales en Vaca Muerta, una meta ambiciosa aunque alcanzable: en los primeros seis meses del año, la actividad ya acumuló un total de 9229 punciones.

Fuente: Tecnopatagonia

“La llegada de los nuevos equipos de perforación, muchos de los cuales ya fueron encargados, bajarán la antigüedad promedio del parque de rigs. Creemos que la incorporación de los nuevos equipos de perforación va a tardar entre seis y ocho meses. Eso obliga, empuja y genera un impacto positivo en todo el sistema. Todos los frentes direccionales se van a tener que mover”, sostuvo de la Riestra.

En 2023, la antigüedad promedio de los equipos de perforación era mayor a 18 años. Con el arribo de nuevos equipos, se prevé que ese registro sea menor a 12 años.

“Es clave entender que crecer beneficia a todos. Y que la palabra correcta no es competencia sino cooperación. Todos deben hacer lo posible para crear un ecosistema de calidad que va a mejorar al resto”, concluyó el directivo.

, Mauricio Luna

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Empresas: Las 16 petroleras protagonistas de los récords de Vaca Muerta

Los hidrocarburos no convencionales tienen sólo un 8% de desarrollo, pero ya representan el 54% de la producción de petróleo y el 65% de gas del país. Quiénes son los 16 jugadores de Vaca Muerta. Qué rol tiene YPF. La formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta comenzó a tener vida a partir del acuerdo entre YPF y Chevron en 2013. En aquellos años, la producción total (convencional y no convencional) de petróleo en la Argentina era de alrededor de 85.000 metros cúbicos diarios (m3/d) y la de gas se ubicaba cerca de los 100 millones de metros cúbicos […]

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Inversiones: Un nuevo consorcio petrolero desembarcaría como operador de un yacimiento de gas de Río Negro

La UTE conformada por Quintana Energy, una petrolera independiente con actividad en Santa Cruz y al sur de Chile, y TSB, del empresario Claudio Urcera, negocian con YPF la adquisición de Estación Fernández Oro (EFO), un yacimiento de tight gas ubicado en Allen en el norte rionegrino, bajo el paraguas del Proyecto Andes. Un nuevo consorcio petrolero liderado por la operadora Quintana Energy y TSB presentó la propuesta económica más competitiva para adquirir el yacimiento Estación Fernández Oro (EFO), un reservorio de tight gas que a mediados de la década pasada fue uno de los grandes campos gasíferos de YPF. […]

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Aumentos en los servicios públicos para el AMBA desde diciembre

Agua potable y cloacas: 249%

Energía eléctrica: 229%

Gas: 1208%

Transporte: 410%

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

— Alejandro Dichiara (@enriquedichiara) July 20, 2024

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Antes de empezar es importante tener el número de medidor y el número de Cliente/Servicio/Cuenta/Contrato o NIS que están en la factura de energía eléctrica y gas natural por red.

-El último ejemplar de tu DNI.

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

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

-Una dirección de correo electrónico

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

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

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

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

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

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

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

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

— Axel Kicillof (@Kicillofok) July 20, 2024

Con o sin RIGI

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

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

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

Terrenos

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

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

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

Grupo selecto

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

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

, Roberto Bellato

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Nota:

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

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Growatt lidera el sector fotovoltaico residencial en México y América

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

Innovación y Calidad

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

Presencia Global y Enfoque en el Cliente

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

Compromiso con la Sostenibilidad

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

Expansión en América Latina

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

INSCRIPCIONES ABIERTAS

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Medición de la flexibilidad

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

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

Flexibilidad en la historia

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

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

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

El impacto del clima

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

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

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

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

Las cuatro dimensiones de la flexibilidad

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

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

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

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

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

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

¿Quiénes son los afectados?

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

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

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

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

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

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

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

Cecilia Garibotti, ex subsecretaria de Planeamiento Energético.

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

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

–¿Por qué?

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

–¿La tarifa social la otorgan las provincias?

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

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

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

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

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

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

–Sí.

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

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

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

-Eran cerca del 15%.

-La inmensa mayoría había ido a anotarse al RASE.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

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

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

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

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

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

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

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

Inversión de 289 millones de dólares

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

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

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

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

Tres nuevos activos en construcción

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

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

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

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

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Fuerte caída de los subsidios

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

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

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

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

Reducción de Subsidios

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

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

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

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

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

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

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

Impacto en Industria y el Comercio

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

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

Incrementos Desiguales

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

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Evolución de los Subsidios

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

Tarifas de Transporte Público

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

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GNL: Respaldo sindical a la planta en Río Negro

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

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

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

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

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

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Oiltanking Ebytem anunció a Guillermo Blanco como su nuevo vicepresidente

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

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

Trayectoria 

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

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

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

Ampliación de la terminal 

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

Renegociación

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

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

Mendoza

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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