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La UE demandará que las petroleras midan sus emisiones de metano para vender crudo y GNL en Europa

Los productores de gas natural licuado (GNL) y de petróleo que quieran exportar su producción a la Unión Europea deberán medir y notificar sus emisiones de metano a partir de enero de 2027. Las nuevas condiciones son parte del Reglamento de la Unión Europea para reducir las emisiones de Metano en el sector energético, una iniciativa que acaba de ser respaldada por amplia mayoría en el poder legislativo europeo. De esta forma, los productores y exportadores de gas y petróleo deberán medir y reducir sus emisiones de metano si quieren ingresar al mercado europeo.

El Parlamento Europeo adoptó este miércoles un acuerdo político provisional con los países que integran la Unión Europea para avanzar con una ley para reducir las emisiones de metano en el sector energético. Con 530 votos a favor, 63 en contra y 28 abstenciones, es la primera legislación europea destinada a reducir las emisiones de metano.

El metano es uno de los gases de efecto invernadero más potentes. Hay 200 veces menos metano que dióxido de carbono en la atmósfera, pero el primero es varias veces más potente que el CO2. La U.E. y Estados Unidos lanzaron en 2021 el Compromiso Global de Metano, cuyo objetivo es reducir las emisiones globales de este gas para el 2030 en al menos un 30% con respecto a los niveles de 2020. Es un acuerdo internacional no vinculante al que Argentina adhirió.

Metano e importaciones en Europa

El reglamento europeo establece normas para la medición, cuantificación, seguimiento, notificación y verificación de forma precisa y correcta de las emisiones de metano del sector energético en la U.E., así como normas para su reducción. Las normas también alcanzan a las emisiones de metano que ocurren fuera del bloque europeo, en lo que respecta al petróleo crudo, al gas natural y al carbón que se importa y comercializa dentro del bloque.

Las normas serán aplicaradas sobre la exploración y producción de petróleo y gas natural, transporte y distribución de gas e instalaciones de GNL en la U.E., entre otros eslabones del sector. En lo que respecta a las importaciones, el capítulo 5 del reglamento indica que los importadores que firmen contratos luego de enero de 2027 deberán demostrar que el petróleo, gas o carbón que van a importar en la U.E. cumple con los mismos estándares de seguimiento e informes establecidos por el reglamento.

Para contratos previos, los importadores deberán hacer todos los esfuerzos posibles para garantizar que sus proveedores cumplan con los requisitos, manteniendo a las autoridades actualizadas cada año y explicando cuándo no se cumplen los requisitos.

Los productores de petróleo y gas dentro de la U.E. deberán presentar informes anuales a las autoridades competentes con estimaciones de emisiones de metano. Con el tiempo, los operadores deberán realizar mediciones directas a nivel de sitio, siguiendo los lineamientos del Protocolo para el Metano en Petróleo y Gas de las Naciones Unidas (UN-OGMP), que establece cinco niveles de medición de las emisiones del gas. El nivel cinco o «estándar de oro» implica la medición de las emisiones en las instalaciones en tiempo real.

, Nicolás Deza

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¿Qué esperar de la Licitación de Suministro de Chile tras la presentación de ofertas?

El pasado martes, la Comisión Nacional de Energía (CNE) recibió el interés de Enel, Inversiones La Frontera Sur, Innergex, FRV y GR Power para la Licitación de Suministro 2023/01, que pretende abastecer 3600 GWh de consumo de energía eléctrica de clientes regulados a partir del 2027 y 2028. 

Si bien el número de participantes es bajo (el menor desde la Licitación 2013/01 en donde sólo hubo 2 interesados y finalmente se declaró desierta), todavía resta conocer el volumen de energía contenido en las ofertas para esta subasta y los detalles económicos de las mismas. 

Por lo que desde el sector plantearon una serie de incertidumbres y certezas, principalmente por el precio de reserva que fije la Comisión Nacional de Energía (CNE), considerando que el valor techo de la anterior convocatoria rondó entre USD 41 a USD 45 x MWh. 

“El gran dilema es que la autoridad debe lidiar con aumentar el precio techo lo suficientemente para que haya una adjudicación plena a costo de incrementar los valores de los últimos procesos que venían a la baja violentamente; o bien tratar de empujar por precios bajos a riesgo de volver a dejar desierta la convocatoria”, declaró una fuente del sector consultada por Energía Estratégica

Ante ello surge el interrogante de qué sucederá con los precios y desde la industria de las energías renovables de Chile ya empezaron a estimar cuál será el monto máximo que imponga la CNE, y en varios casos se coincide que el bloque horario B (consumos de 8 a 17:59 horas) podría conllevar un menor precio con respecto a los bloques A (0 a 7:59 hs y 23 a 23:59 hs) y el bloque C (18 a 22:59 hs)  

¿Por qué? “El bloque B, por la abundancia de energía solar de costo cero, de la cual hay superávit en Chile, tendría a esperar que haya una distinción horaria del precio techo. Es decir que en los bloques A y C empujaría por montos superiores a USD 50 MWh, mientras que en el bloque B precios muy deprimidos porque el costo de oportunidad de la energía en hora solar es cero”, explicaron desde el sector. 

Es decir que podrían ser valores de reserva superiores a los máximos puestos por la Comisión Nacional de Energía en la Licitación de Suministro 2022, en donde rondó de USD 41 a USD 45 por MWh y que significaron un 10% más respecto de la subasta anterior. 

De todos modos, las propias fuentes consultadas por este portal de noticias plantearon que también se podría dar la posibilidad de que la CNE prorrogue la convocatoria por un año más para lograr mayor competitividad, ya que el suministro en cuestión comenzará a partir de 2027 y 2028. 

“Si se quisiera esperar un año más, se estrecharía la fecha pero seguiría estando a dos años del inicio de suministro pero no sería imposible de alcanzar”, manifestaron.

¿Qué tipo de proyectos se pueden esperar? A pesar que aún existen tales interrogantes en el proceso, también hay una serie de mejoras relevantes en esta Licitación de Suministro, como por ejemplo la oportunidad de ofertar en distintas macrozonas del país y que los participantes ya no están obligados a tomar el riesgo nodal de todo Chile. 

Y si a ello se le agregan los incentivos a la presentación de ofertas mediantes medios de almacenamiento y de generación renovable con capacidad de regulación (hasta USD 15 MWh para cada bloque horario), desde el sector consideraron que es “bastante esperable” que las empresas interesadas hayan incluído storage en sus propuestas y los contratos PPA vuelvan a ser de 20 años. 

Pero los datos concretos de las propuestas recién se conocerán en el transcurso del próximo mes, ya que la fecha de dominio público de la apertura y evaluación de ofertas administrativas será el jueves 18 de abril del corriente año y la exposición de rectificaciones correspondientes una semana después (25 de abril); para luego, el jueves 2 de mayo, efectuar la apertura e inspección de sobres económicos, con el detalle de las nueve empresas interesadas y los precios bloque por bloque.

Mientras que el 8 de mayo se llevará a cabo el acto público de adjudicación de dichas ofertas en caso de finalizar en primera etapa. Caso contrario, se procederá a una segunda etapa de subasta, con presentación de ofertas económicas el lunes 13 de mayo y su asignación al día siguiente.

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5° aniversario de la Ley de Política Energética de Puerto Rico: Mano a mano con sus autores

Puerto Rico conmemora el quinto aniversario de la aprobación de la “Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico” Ley Núm. 17 de 11 de abril de 2019, aquella que permitió cortar con el monopolio estatal, abrir el mercado a la competencia y empezar a trazar el rumbo hacia un sistema eléctrico resiliente, confiable, robusto y 100% renovable.

Las metas “agresivas” que fijó esta ley respondieron a la necesidad y urgencia de los puertorriqueños tras el embate de los huracanes Irma y María en septiembre de 2017, que requirió revertir no sólo el colapso del 80% de la red de transmisión y distribución, sino mucho más.

LEY 17-2019

Para conocer más sobre la formulación de aquella iniciativa, las motivaciones y mirada integral, Energía Estratégica propuso una entrevista a sus autores y principales promotores Lawrence N. «Larry» Seilhamer Rodríguez, exsenador por el Partido Nuevo Progresista Partido Republicano, y Eduardo Bhatia Gautier, exsenador por el Partido Popular Democrático y expresidente del Senado de Puerto Rico.

Los en aquel entonces legisladores, que trabajaron sinérgicamente aun sin comulgar el mismo ideal -ya que no pertenecen al mismo partido-, coincidieron en brindar mayores detalles sobre el detrás de escena de la ley y la visión de progreso que busca ser su legado para inspirar un futuro mejor.

EE: ¿Qué origen tiene la Ley 17?

B: Surge de un proyecto de la administración del gobernador Rosselló (hijo) para privatizar lo que son los activos de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) y responder a lo que ocurrió posterior a los huracanes Irma y María.

Entonces, esa pieza legislativa que se convirtió en ley, y que hoy es la razón de Genera y de Luma, inicialmente no establecía una política pública energética. Pero luego, una de las disposiciones que se incorporó en ese proyecto de ley fue la formación de una política pública energética.

EE: ¿Con qué retos se encontraron?

L: El primer reto con el que nos encontramos fue lograr incorporar en la Ley 120 que tenía otra motivación y que era que se obligara a que se estableciera una política pública energética.

Luego de haber hecho eso, el resto no fue un concepto ni una idea que origine yo ni Eduardo. Nosotros fuimos al sector que realmente tiene injerencia con la política pública como el Instituto de Competitividad y Sostenibilidad Económica (ICSE), el Colegio de Ingenieros y Agrimensores de Puerto Rico (CIAPR), Rocky Mountain Institute (RMI), entre otros. Por lo que, se cogió a todos los stackeholders y se los trajo en un mismo salón.

¿Qué reto le siguió y fue tal vez el reto mayor? La situación del monopolio dentro de la Autoridad de Energía Eléctrica que se resistía a cambios. La AEE mantenía un monopolio que se dedicaba a producir y vender energía, cualquier cosa que atentara contra eso, pues había resistencia dentro de la parte de la corporación pública. Hubo más retos algunos mayores o de las mismas características, pero fue un trabajo en conjunto que llegó a buen puerto.

EE: ¿Qué aportes consideran que permitieron un abordaje más completo de la ley?

B: Lo más importante fue que incluimos, como número uno, un elemento de un regulador al que se le añadieron fuerzas; o sea, el regulador de Puerto Rico ya había empezado unos años antes -este año se cumplen 10 años del regulador y cinco años de la ley 17, así que es un año importantísimo para Puerto Rico- y se hizo un colaborativo y en ese colaborativo participaron, hubo una apertura enorme, hasta que finalmente lo que logramos fue abrir un mercado.

Nuestro propósito era que en Puerto Rico la energía fuera un mercado abierto y que las fuerzas del mercado compitieran. Nosotros no sabíamos que unos años después iba a ver esto que vemos hoy y esto es una maravilla; o sea, hay tantas innovaciones que se pueden dar porque esto no está limitado a unos grupos nada más o al gobierno, sino que hay tanta gente, hay tanta energía (por llamarle de esa forma) hay tanta energía del sector energético y del mundo entero que está aquí presente hoy para trabajar por un futuro mejor.

EE: Pasemos a la cocina del proyecto, ¿qué detalles nos pueden compartir?

L: Entrando en los detalles, la política pública energética de la ley 17 no está desligada de otro asunto que el cambio climático y obviamente eso fundamenta la cartera de Energía Renovable para atender lo que son las consecuencias/implicancias del cambio climático y del calentamiento global. Se habla de que hay tan solo un 3% de energías renovables en Puerto Rico en la actualidad, pero eso es falso, cuando se preparó la ley ya había 3% de energía renovable a grandes escalas, y hoy no sólo sigue creciendo la gran escala, también hay 103.000 familias en Puerto Rico que tienen sistemas de placas solares fotovoltaicas instaladas, por lo que todo eso ya excede el 3% y el horizonte es prometedor considerando los proyectos nuevos que están entrando a la red.

A mí me parece que estamos mucho más adelantados aún no para cumplir las metas intermedias pero quiero añadir que la secretaria del Departamento de Energía federal fue categórica en afirmar que para el 2050 vamos a tener 100% de energía renovable. Yo no tengo la más mínima duda, que eso se va a conseguir.

Esto que planteamos hoy para el 2050 precisamente va a forzar a que se desarrollen nuevas tecnologías de almacenamiento y de producción. Lo que hoy parece difícil va a ser algo que por gravedad, por la demanda mundial, se va a lograr en Puerto Rico.

EE: En una entrevista a Energía Estratégica que brindó Ricardo Rosselló cuando se desempeñaba como gobernador de Puerto Rico y antes de que se apruebe la ley (ver), transmitió la idea de dar un salto de generación renovable y fijar altos porcentajes como meta, ¿cómo fue el intercambio con él?

B: Hubo conversaciones con el gobernador en su momento. La idea era que tuviéramos una conversación abierta y franca con él. Él nos permitió y nos dijo «preparen todo el borrador final de lo que se convirtió la ley 17» y los porcentajes él sí quería que se incluyera al 100%; o sea, eso sí tengo que decir que la agresividad del 40% para el 2025, el 60% después para el 2035 y el 100% para el 2050, sí eso se incluyó porque vino el gobernador e insistió en que eso se hiciera; por eso, Larry y yo dijimos: vamos a incluirlo si el gobernador entiende que debe incluirse, pero consideramos que era una agenda agresiva y un calendario agresivo.

EE: En distintos mercados latinoamericanos, siempre existe el preconcepto de que el gobierno siguiente va a girar en una dirección contraria, en este caso ¿se puede decir que Puerto Rico ya tiene una política de Estado a partir de la ley 17?

L: La tiene, pero te tengo que confesar que no ha habido gobierno de otro partido desde que Roselló (hijo) estuvo, así que yo espero que si le tocara al otro partido, que sería el partido del cual yo soy miembro, espero que la continúen. Pero eso siempre es una gran pregunta que hay que mantener ahí, porque si bien yo creo que cada día que pasa se fortalece más la implementación de la ley, no le quita que haya personas allá afuera que todavía quisieran eliminar la ley y volver al régimen anterior.

EE: En lo que respecta a los avances que se lograron a partir de la ley 17, ¿qué grandes hitos destacan?

L: El avance ha sido yo creo que más de lo que yo esperaba, porque la primera parte de la ley 17 es desmontar lo que era una tradición de 70 años de un monopolio corrido por el Estado. Esa transición fue muy dolorosa cuando entró a Luma, ya con Genera fue un poco menor, pero toda esa transición tuvo retos -hubo marchas, hubo protestas, hubo de todo- pero estamos vivos, estamos bien y se ha hecho correctamente.

EE: ¿Sienten que hubo errores?

B: Sí, yo creo que han habido errores en muchas partes y el error más grande creo que ha sido la comunicación, pero ahora son todas buenas noticias. Se han abierto oportunidades para tantos jugadores extraordinarios, la innovación ha entrado, es yo lo que estoy viendo y es lo que más me impresiona. Ha habido una determinación de muchos grupos de cumplir con la ley; o sea, aún no hay grupos allá afuera diciendo “vamos a cambiar la ley y vamos a hacer otra cosa”; por el contrario, dicen “vamos a cumplir con la ley” y eso para mí tiene un valor enorme.

Ley 17-2019 Puerto Rico

LEY 17-2019

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Termómetro climático electoral 2024: la agenda climática no está al centro de las propuestas presidenciales

A poco más de un mes del inicio oficial de las campañas electorales para la presidencia de México 2024-2030, organizaciones integrantes de la Coalición México Resiliente presentaron los resultados de un análisis hecho a las diversas propuestas de las candidatas, Xóchitl Gálvez candidata a la presidencia por la Coalición Fuerza y Corazón por México” y Claudia Sheinbaum candidata por la coalición “Sigamos haciendo historia”, y del candidato Jorge Álvarez, candidato de Movimiento Ciudadano, tomando como referente diez temas fundamentales para acelerar la acción climática en el próximo sexenio, basados en el Plan de Descarbonización y Resiliencia Climática 2024-2030.

Cabe recordar que los próximos seis años son cruciales para acelerar la acción climática en México y en el mundo, tal como lo ha advertido el Panel Intergubernamental de Cambio Climático en sus últimos informes. Las acciones u omisiones que en este periodo se cometan en materia climática traerán grandes consecuencias para las comunidades y los ecosistemas afectando con ello los derechos de las generaciones presentes y futuras.

Así, en la conferencia de prensa de este 10 de abril, miembros de la Coalición México Resiliente, presentaron entre sus hallazgos el interés que las tres personas candidatas han mostrado en temas como la transición energética, el acceso universal al agua para uso doméstico, tener ciudades más humanas y sostenibles así como la electrificación de la movilidad. No obstante, el abordaje de la atención del cambio climático sigue siendo limitado.

La urgencia de la transición energética es comprendida por las tres personas candidatas quienes de manera expresa han dejado compromisos en esta materia con variantes y diferencias notables en su instrumentación. Al respecto, Isabel Studder, Embajadora del Tratado de No Proliferación de Combustibles Fósiles señaló que hay referencia expresa en el tema de transición energética por todas las candidaturas, lo que es una buena noticia, ya que se reconoce la importancia de avanzar en ésta en el contexto de la crisis climática planetaria. No obstante, el hecho de que se refuerce el interés en los combustibles fósiles por parte de plataformas como las de Claudia Sheinbaum, parece contradictorio. “Podemos tener toda la intención de hacer una transición hacia las energías renovables para hacer más eficiente la matriz energética, pero también debemos reducir los combustibles fósiles ineficientes y orientarlos a tecnologías limpias” señaló.

Otros compromisos como los relacionados con la protección y la defensa de las personas defensoras del territorio, no son tan claros en las propuestas electorales, aunque se pueden identificar algunos elementos dispersos que podrían contribuir a proteger a las personas defensoras.

No obstante ello, ninguna de las tres personas candidatas propone la implementación efectiva del Acuerdo de Escazú. Ante esto, Iyari Balderas, Coordinador de Alianzas y Vinculación de REACCIONA A.C, comentó que si no existen condiciones de seguridad en los territorios de México para implementar proyectos ante la crisis climática, difícilmente podrán tener impactos positivos, por eso, se necesitan políticas públicas integrales donde se contemple la seguridad de las personas y la crisis climática.

Un tema transversal fundamental para la concreción no sólo de los compromisos electorales, sino de la política pública y la acción climática es el tema financiero. En este rubro, Anaid Velasco, Directora para México de GFLAC señaló que si bien las tres personas candidatas incluyen propuestas para apoyar el desarrollo regional y local relacionados con proyectos sustentables o de energía renovable, no existen propuestas concretas para llevar a cabo una transformación del sistema financiero alineado con la sostenibilidad en la exista, por ejemplo, una atención integral y transversal al cambio climático desde la política de ingresos y egresos en el presupuesto público, propuesta ausente en las tres plataformas.

Asimismo, hizo énfasis en la importancia de analizar otros ejes de las diversas propuestas, que aunque no parezcan tener relación directa con la agenda climática o ambiental, tienen importantes
efectos en ellas. Tal es el caso de la propuesta de la candidata de la Coalición Sigamos haciendo historia, para exceptuar del Análisis de Impacto Regulatorio a la normativa que emita la persona titular del Poder Ejecutivo. De lograrse esto, decretos que crean las áreas naturales protegidas o los decretos que desaparecen organismos descentralizados, por ejemplo, quedarían exentos de ese análisis en detrimento del derecho del acceso a la información y a la participación pública.

Finalmente, temas como la protección integral de mares y costas, la biodiversidad y la relación del sector salud con el cambio climático son temas que presentan importantes vacíos en las tres plataformas analizadas y cuyo abordaje es fundamental para lograr aumentar la resiliencia de las comunidades y las personas ante los impactos negativos del cambio climático y sus consecuencias en términos ambientales, sociales y económicos.

La conferencia tuvo como objetivo llamar a las y el candidato a mejorar sus propuestas en las semanas que les quedan de campaña, pues de ellas dependerá un adecuado tratamiento de la emergencia climática que impacta todos los sectores productivos del país, gane quien gane, señaló, Sandra Guzmán, Directora General de GFLAC.

Accede al análisis completo: https://bit.ly/3vLq376

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La provincia de Buenos Aires solicita financiamiento para invertir en la red de transporte

Durante el mega evento Future Energy Summit (FES) realizado en Argentina, más de 400 ejecutivos, inversionistas, líderes y altos cargos del sector energético debatieron sobre los principales retos y oportunidades para el desarrollo de proyectos competitivos en el país.

Una de ellas fue la directora provincial de Política Energética y Tarifaria de Buenos Aires, Maria Alejandra Sfeir, quien ha destacado la importancia de asegurar el financiamiento adecuado para las inversiones en la red de transporte eléctrico, subrayando los desafíos que enfrenta la provincia en este aspecto.

Según Sfeir, las inversiones necesarias en la red de transporte son de gran envergadura y no pueden ser cubiertas únicamente a través de las tarifas eléctricas. “La falta de financiamiento podría generar cuellos de botella en la infraestructura energética, lo que dificultará la mejora y expansión del sistema eléctrico en la provincia”, alertó.

 En este sentido, la funcionaria hizo hincapié en la importancia del papel del Estado en el financiamiento de estas inversiones, al señalar que el Estado debe continuar su histórico compromiso con el desarrollo y mantenimiento de la infraestructura eléctrica.

Además, calificó a la cuestión tarifaria como uno de los principales desafíos que enfrenta la provincia, especialmente en un contexto de cambio de paradigma en la gestión de las tarifas eléctricas. 

En este sentido, Sfeir destacó la importancia de garantizar tarifas justas y sostenibles, que cubran los costos de operación y mantenimiento del sistema eléctrico, pero que al mismo tiempo sean accesibles para los usuarios.

Fuerte interés de la provincia por la transición energética

De acuerdo a Sfeir, la provincia de Buenos Aires, que representa el 50% de la demanda eléctrica a nivel nacional, ha estado trabajando en diversas iniciativas para promover la transición energética y mejorar la calidad del servicio eléctrico. 

Entre estas apuestas, se destaca el impulso a la generación distribuida, con la reciente sanción de una ley provincial que regula la generación distribuida domiciliaria.  Se trata del decreto reglamentario de la adhesión a la ley nacional de generación distribuida (Ley N° 27424) con exenciones impositivas por 12 años (prorrogables) para el impuesto a los Ingresos Brutos.

En este segmento, la experta mencionó: “Estamos trabajando también en un proyecto para regular la generación distribuida comunitaria que despertó mucho interés por parte de actores como parques industriales y barrios. También esperamos profundizar la generación distribuida residencial y tornar esas inversiones más viables”. 

A su vez, la funcionaria celebró el inicio de obra del Centro de Investigación y Desarrollo en Energías Renovables, ubicado en la localidad de Manuel B. Gonnet (partido de La Plata). 

Dicho proyecto cuenta con un parque fotovoltaico de 18 kWp (autogeneración e inyección de excedentes a la red de distribución) y un sistema de bombeo solar para abastecimiento de agua para el edificio; a la par que tendrá fines demostrativos y de obtención de datos comparativos. 

Sumado a esto anunció la construcción de dos nuevos parques solares híbridos (Del Carril y Polvaredas) que sumarán 800 kWp de capacidad de generación y más de 2 MWh de acumulación en baterías.

Además, la especialista reveló que la provincia cuenta con 38 parques renovables, principalmente eólicos, que representan el 28% de los parques renovables a nivel nacional.

Y concluyó: “También estamos trabajando mucho en pequeños parques de punta de línea que tienen el objetivo de mejorar la calidad del servicio. Hay actualmente 27 parques terminados y dos en construcción que incluyen almacenamiento para prevenir cortes de luz. En total, suman 9,7 MW”.  

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Growatt impulsa el futuro energético con innovaciones sustentables

Del 17 al 19 de abril de 2024, Expo Guadalajara será el escenario donde líderes de la industria solar y de almacenamiento energético se reúnen bajo el lema «La Feria del Futuro Energético de México». Con una participación que promete superar las cifras impresionantes del año anterior, incluyendo más de 5,600 compradores profesionales y visitantes de más de 25 países, este evento se perfila como un punto de encuentro indispensable para los visionarios del sector.

Entre los expositores más anticipados, Growatt se prepara para capturar la atención de la industria con una presentación destacada en el stand C14. Este año, Growatt no solo se enorgullece de presentar su consolidada gama de productos solares y soluciones de almacenamiento de energía, sino que también está listo para introducir sus más recientes innovaciones al mercado, estableciendo un hito en la gestión inteligente de la energía en sus productos.

Innovaciones Destacadas de Growatt

Inversor Híbrido SPH 10000TL-HU-US: Este nuevo producto está diseñado para maximizar la eficiencia y la flexibilidad de los sistemas solares residenciales y comerciales ligeros. Su tecnología avanzada permite una integración óptima con sistemas de almacenamiento energético, asegurando una gestión energética más eficiente y sostenible.

Microinversor NEO 1200~2000M-X: Revolucionando el concepto de microinversor, el NEO se presenta como la solución ideal para aplicaciones residenciales y comerciales pequeñas, ofreciendo una instalación simplificada, una mayor eficiencia y una fiabilidad inigualable. Su capacidad para optimizar de manera independiente la producción de cada panel solar asegura un rendimiento superior incluso en condiciones adversas.

Gabinete Integrado WIT para Aplicaciones Comerciales e Industriales: Representando la vanguardia en soluciones para grandes instalaciones, el WIT de Growatt es un sistema todo-en-uno que combina inversión, conversión y almacenamiento de energía. Este gabinete integrado destaca por su escalabilidad, adaptabilidad y su capacidad para ofrecer una solución energética completa y eficaz para los exigentes entornos industriales.

Además de presentar estos productos pioneros, Growatt tiene el honor de participar en el 5TH IBESA MEXICAN ENERGY STORAGE DAY, compartirá insights valiosos sobre «Growatt new energy – Más que una solución energética. Especialistas en Producción y Gestión Inteligente de energía» el 17 de abril, de 11:30 a.m. a 2:30 p.m. en la «Workshop Area» de Expo Guadalajara. Esta presentación no solo subrayará el compromiso de Growatt con la innovación y la sostenibilidad, sino que también ofrecerá a los asistentes una visión profunda sobre el futuro de la energía solar y el almacenamiento.

Con su participación en Solar Storage Mexico 2024, Growatt reafirma su liderazgo y compromiso con el avance de la industria energética. Están listos para liderar el camino hacia un futuro energético más brillante y sostenible.

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Trina Solar apuesta por México para potenciar sus módulos solares

Trina Solar -líder mundial en fabricación de productos y soluciones de módulos, trackers y almacenamiento de energía renovable- está potenciando su presencia en el mercado de Latinoamérica y el Caribe. Uno de esos mercados clave es México, donde el gigante asiático participará en Solar+Storage Guadalajara, la feria del futuro energético de México, entre el 17 y 19 de abril.

La marca estará presente en el stand B01 y contará con diversas sorpresas para los asistentes. A lo largo de los tres días en que se desarrollará el encuentro, la línea de Módulos Fotovoltaicos de Trina Solar tiene programada una serie de actividades para sus clientes, como charlas para dar a conocer sus productos “Top de Línea”, “La hoja de ruta de los Productos” o temas de interés como “Desarrollo y ventajas de módulos 210 y 210R o celdas rectangulares”, explicó Israel Sánchez, product manager de módulos para Latinoamérica y el Caribe de Trina Solar.

“El mercado mexicano va en alza y se vuelve a posicionar como uno de los tres más relevantes de Latinoamérica, por detrás de Brasil y Chile. Debido a su gran tamaño y condiciones naturales es un mercado estratégico para nosotros, donde vemos posibilidades de crecimiento por el nearshoring y el interés creciente del sector industrial en contar con energía solar”, aseguró Sánchez.

Hace algunas semanas la marca anunció el registro de más de 2,000 patentes, entre las que se incluye un número significativo de patentes de tecnología TOPCon. “Los derechos de propiedad intelectual de Trina Solar sobre el desarrollo de la tecnología TOPCon de tipo N están protegidos. Los resultados que hemos obtenido establecieron las bases para el desarrollo de la industria, impulsando la potencia de los módulos por encima de 700W y la eficiencia de celdas por sobre el 25%”, agregó el product manager.

En cuanto a las expectativas de crecimiento de módulos solares para este 2024 en México, Israel Sánchez dijo que son favorables “gracias a factores como las políticas gubernamentales, las que se dirigen a mejorar el mercado de Generación Distribuida (GD), la reducción de costos de instalación y la creciente concientización del cambio climático”. La marca espera que continue la creciente demanda de paneles solares, especialmente en sectores como el residencial, comercial e industrial”.

El encuentro contará también con la participación de Joaquín Corella, especialista mexicano en temas energéticos quién abordará «Cambios Regulatorios y Tecnológicos en el Sector Fotovoltaico», para los clientes que asistan a las charlas.

En la feria también se dará espacio para que los visitantes conozcan sobre TrinaStorage, la nueva área de negocio de la compañía que busca aportar a la transición energética desde el almacenamiento de energías limpias.

El fabricante chino será el anfitrión principal del evento Energy Night, como único patrocinador de la tradicional cita donde visitantes y expositores se reencuentren en la más importante feria de la industria de tecnologías solares de la región.

Para conocer los detalles de la agenda y cómo participar de premios como una bicicleta eléctrica, un dron o un scooter eléctrico ingresa al perfil de LinkedIn, Trina Solar donde podrás estar al día de las actividades de la feria.

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Suports by Solar Steel celebre una década llena de proyectos y mucho éxito en México

Suports by Solar Steel, compañía integrada en Gonvarri Solar Steel dedicada a Generación Distribuida, se enorgullece de conmemorar su décimo aniversario de operaciones en México. A lo largo de esta década, Suports México Energía Sustentable ha sido un pilar de innovación y progreso en el país, consolidándose como uno de los líderes en el mercado de generación distribuida.

Desde su establecimiento como segundo centro de operaciones, la empresa ha sido testigo de un crecimiento significativo y un impacto positivo en el sector. Alcanzando un hito notable en 2023, Suports by Solar Steel logró capturar más del 15% de la cuota de mercado de todos los proyectos aprobados en México en ese año, demostrando su posición como una empresa líder en el país.

Este logro no habría sido posible sin el apoyo inquebrantable de los clientes, proveedores y socios estratégicos de Suports. La confianza depositada en la empresa ha sido fundamental para su éxito, y Suports se compromete a continuar superando las expectativas en los años venideros.

La contribución de Suports al desarrollo sostenible se extiende más allá de los proyectos que suministra. La empresa se compromete activamente a participar en ferias, congresos y charlas formativas que promueven la conciencia y el apoyo a la descarbonización en la región. Suports aboga firmemente por la integración de las energías renovables en el mix energético de México y seguirá trabajando para impulsar este cambio positivo.

Con una mirada hacia el futuro, Suports celebra estos 10 años como solo el comienzo de una trayectoria emocionante en México. La empresa espera continuar colaborando y alcanzando nuevos hitos en conjunto con sus socios y la comunidad en general en los próximos años.

Sobre Suports by Solar Steel

Suports es la marca integrada de Generación Distribuida de Gonvarri Solar Steel dedicada al diseño y suministro de soluciones solares para tejado, suelo y marquesina, especializadas para generación distribuida y autoconsumo. Durante su trayectoria, Suports by Solar Steel ha suministrado más de 1GW en más de 30 países por todo el mundo, ofreciendo las mejores soluciones para sus clientes según las necesidades del proyecto.

Sobre Gonvarri Solar Steel

Gonvarri Solar Steel es una división de Gonvarri Industries dedicada al diseño y fabricación de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica contando con más de 21 GW suministrados en +45 países por todo el mundo. Durante su trayectoria, Gonvarri Solar Steel ha centrado sus esfuerzos en ofrecer a sus clientes soluciones integrales según las necesidades de producto y servicio.

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La nueva serie documental “Expedición Solar” ofrece una mirada detallada sobre el papel de las fuentes renovables

En 2023, el planeta Tierra enfrentó uno de los años más calurosos de la historia, con temperaturas medias globales que alcanzaron récords, y una de las principales causas de este aumento fue el crecimiento continuo de las emisiones de gases de efecto invernadero – incluyendo el dióxido de carbono (CO2), que aumentó en un 1,1% el último año, alcanzando un total alarmante de 37,4 mil millones de toneladas de emisión.

Es en este escenario que se lanzó recientemente en la plataforma de streaming PlayPlus la serie documental “Expedición Solar”, una producción de Studio Motion Films, que aborda las iniciativas de siete países (Brasil, Estados Unidos, Alemania, Emiratos Árabes, China, Japón y Australia) en favor de iniciativas orientadas a la transición energética.

La producción, que se divide en siete episodios, ofrece una mirada detallada al uso de fuentes renovables en la lucha contra el cambio climático y muestra cómo cada una de las regiones visitadas ha abordado este tema, dejando de lado el uso de combustibles fósiles para la adopción de fuentes alternativas. Este cambio hacia fuentes de energía limpias y renovables puede desempeñar un papel crucial en la reducción de las emisiones de CO² y en la mitigación del cambio climático.

Brasil es uno de los países que ha surgido como líder en la adopción de la energía fotovoltaica. El último año, el país batió récords en la expansión de este segmento. Además, la energía solar se convirtió en la segunda mayor fuente del país, con un hito de 36 GW añadidos a la red.

En el primer episodio de la serie Expedición Solar, “Brasil: Tierra del Sol y del Viento”, es posible seguir de cerca esta realidad al ver la aplicación de la energía fotovoltaica en la práctica. El director general de AESolar para América Latina, Ramon Nuche, participa en el documental mostrando algunos casos de uso de FV en sectores variados como el automotriz, el industrial y hasta en el turismo.

“Estamos viviendo un momento de cambio en la forma de consumo energético en Brasil y en el mundo. Ante esto, las producciones que ayuden a llevar adelante información relevante sobre esta transición – como es el caso de la serie Expedición Solar – son de extrema importancia para que cada vez más personas se conviertan en adeptas del uso de fuentes renovables. La serie ilustra perfectamente los beneficios de la generación distribuida para diversos sectores. Además de contribuir a la preservación del planeta, es importante entender que la adopción del modelo descentralizado de energía promueve el acceso, llevando luz a áreas remotas, economía, generación de empleos, y aún permite inversión en otras frentes de la industria”, afirma Nuche.

Hoy, la energía solar ya se utiliza en diversas áreas como en el agro, en el comercio, en la industria, en el sector automotriz y residencial. Las aplicaciones de los paneles solares, que convierten los rayos en energía, son de las más diversas, yendo desde instalaciones tradicionales en techos, hasta en plantaciones o en lagos – conocidas como plantas flotantes. Las expectativas para el crecimiento del uso de energía solar en Brasil en 2024 siguen siendo muy positivas.

Según datos de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), se añadirán 9,4 GW a la red, resultando en un total de 45,5 GW de capacidad instalada hasta finales de este año. Esto representa un aumento del 26% en relación a la capacidad instalada en 2023.

Aunque las perspectivas locales son buenas, como ilustra la serie, todavía hay un largo camino por recorrer para la transición energética total.

“Realizamos esta primera temporada como una invitación a explorar las posibilidades y desafíos que implica la búsqueda de un futuro sostenible. Está claro que el cambio de perspectiva en relación al consumo de energía es un camino sin retorno, esencial para revertir la actual inestabilidad climática que amenaza las bases de nuestra existencia”, afirma Ricardo Honório, productor y documentalista de la serie.

Además de Brasil, a partir de mayo, la primera temporada de la serie documental “Expedición Solar” estará disponible en los principales servicios de streaming, en 63 países, pudiendo ser encontrada en plataformas como Apple TV, Amazon Prime y Google Play.

Sobre AE Solar

AESolar, fabricante Tier1 (Bloomberg New Energy Finance), es una de las marcas líderes y premiadas en el mercado de energía renovable y ofrece nuevos productos y servicios de energía renovable de alta calidad desde 2003. Con una capacidad de producción de 2GW, AE Solar opera en más de 100 países.

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MEGSA-ENARSA: Otra subasta desierta por el GNL regasificado

Como estaba programado, el Mercado Electrónico del Gas realizó el miércoles 10 la Subasta solicitada por ENARSA para la venta de cargamentos de GNL recientemente adquiridos, que serán regasificados, con destino a Consumidores en General (Centrales Térmicas, Industrias, Comercializadores).

Tal como ocurrió en una licitación similar del martes 9 para cubrir la demanda prioritaria de las Distribuidoras, el MEGSA informó que también resultó DESIERTA.

Por tal razón el volumen en venta para esta segunda Subasta fue de 2.500.000 metros cúbicos/día, se indicó.

Para el GNL regasificado ofrecido por ENARSA se estableció un precio mínimo de venta de 12,90 U$S el MMBTU, que contempla el costo de dichos envíos (U$S 9,90), más los costos operativos asociados (transporte y regasificación).

Ante estos resultados, se espera conocer cual será el criterio a seguir por parte de la Secretaría de Energía, que procura que las empresas privadas paguen directamente este insumo que ENARSA importa para cubrir la mayor demanda de gas en la época invernal.

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ARPEL-Naturgás: YPF y su plan en la transición

El CFO de YPF, Federico Barroetaveña, manifestó acerca de la transición energética que “el gran desafío de las empresas petroleras es reinventarse”. “Estamos focalizando las inversiones en la parte más importante de YPF, que es Vaca Muerta y, en este sentido, tenemos la mayor eficiencia productiva y las mejores rentabilidades”, manifestó.

En el marco de la Semana Arpel-Naturgas, que se desarrolla en Cartagena de Indias, Colombia, Barroetaveña describió que “El plan de YPF consiste en incrementar 65 % la producción de shale oil, un activo de Vaca Muerta que representa las segundas reservas de shale gas del mundo y las cuartas de shale oil”.

“La magnitud y eficiencia que tiene Vaca Muerta, brinda una oportunidad única para Argentina para posicionarse como un exportador de magnitud en gas y petróleo”, aseveró.

Cabe referir que en el contexto del desarrollo del Plan 4×4, YPF se desprenderá de áreas convencionales maduras en cuanto a su producción. En este sentido, avanzará en los próximos meses con un proceso de cesión del 100 % de su participación en ciertos grupos de concesiones de explotación convencional.

Por otra parte, el Ejecutivo de YPF aseguró que, en el contexto de la transición la empresa fundó YPF Luz dedicada al desarrollo de proyectos de energía eólica y solar, que ya aporta el 10 % de la electricidad de Argentina. “Ahí tenemos mucha oportunidad de crecimiento”como empresa, manifestó Barroetaveña.

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Petroleros en alerta: la nueva Ley Bases contempla la vuelta del Impuesto a las Ganancias para cerca de 30.000 trabajadores

NEUQUÉN.- El proyecto de Ley de Medidas Fiscales Paliativas y Relevantes que impulsa el oficialismo propone la vuelta del pago del Impuesto a las Ganancias para unos 30.000 trabajadores de la industria petrolera a nivel nacional. El texto, que fue incorporado a la nueva Ley Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos y que aún no fue presentado formalmente en el Congreso, incluye una reforma de la Ley 26.176, que excluye a la mayor parte de los empleados de la industria hidrocarburífera del pago del tributo.

En rigor, el artículo 81 de la nueva Ley Bases prevé la eliminación del régimen especial creado por la Ley 26.176, que contempla una exención del 25% de la base imposible para liquidar Ganancias a los trabajadores de la industria petrolera. La modificación que impulsa el gobierno de Javier Milei reistringe, en cambio, que ese esquema especial se aplique únicamente al «comúnmente denominado personal de pozo”.

De esta forma, si el proyecto de Ley es aprobado por el Poder Legislativo, la reforma provocaría que al menos a 16.000 empleados en Neuquén —sobre todo personal jerárquico, administrativo y gerencial de empresas petroleras y de servicios— pasen a liquidar Ganancias con el régimen general. Si a esa cifra se le suman trabajadores jerárquicos y también de los gremios de petroleros privados de Chubut, Santa Cruz, Cuyo y el norte del país, se estima que, en total, el número final de trabajadores afectados por esta medida asciende a unas 30.000 personas.

¿A cuánto podría ascender la pérdida en el salario neto que sufrirán esos empleados?

La liquidación final del salario depende de múltiples variables (antigüedad, asignaciones familiares y cantidad de horas extras trabajadas), pero cálculos conservadores indican que el recorte en el sueldo del bolsillo partirá de una base del 20% con relación a los salarios percibidos en marzo, según consultas realizado por EconoJournal a fuentes privadas y sindicales.

Sindicatos en alerta

La medida tiene en alerta a los principales referentes de los sindicatos petroleros del país, quienes ya habían anticipado su oposición al tema en otras ocasiones. Consultado por este medio, Manuel Arévalo, secretario general de Petroleros Jerárquicos de Neuquén, aseguró que “el gremio no puede hacer otra cosa que rechazar este cambio». «¿Cómo nos van a cobrar un impuesto al trabajo? Esto ya lo hemos rechazado muchas veces”, advirtió.

El gremialista afirmó que aún no obtuvo una confirmación acerca de si esta reforma fiscal será presentada en el Congreso y anticipó que “los gobernadores de todas las provincias petroleras están en contra porque causa un gran daño en el sector”, por lo que consideró tendrá una recepción negativa entre los diputados.

Arévalo declaró que hasta que el proyecto no se presente de manera formal y tenga la firma del presidente Javier Milei no tomarán medidas, pero anticipó que planteará el tema en una reunión que tiene prevista el miércoles 17 con el nuevo secretario de Trabajo, Julio Cordero.

Otros recortes de beneficios

El nuevo texto de la Ley Bases eleva el piso mínimo de Ganancias hasta los 1.800.000 pesos que se computará desde enero, es decir que, de lograr su sanción, el cálculo se hará de forma retroactiva considerando los meses de enero, febrero, marzo y abril.

Por otro lado, el artículo 70 del proyecto elimina los incisos x), y) y z) del artículo 26 de la Ley de Impuesto a las Ganancias de 2019, que dejan afuera del cálculo al aguinaldo y horas extras, que también recibirían deducciones.

Además, el impuesto alcanza a otroso beneficio de los operarios de la industria como viandas (que representa un ingreso adicional para los trabajadores petroleros de hasta 40.000 pesos por día), vales de combustibles, uso de tarjetas de compra y viajes, entre otros. Solo excluye la ropa de trabajo, elementos vinculados con la indumentaria y con el equipamiento del trabajador para uso exclusivo en el lugar de trabajo o montos destinados al pago de cursos de capacitación o especialización.

Petroleros, doblemente perjudicados

Un especialista en relaciones laborales del sector petrolero advirtió que esta nueva reforma “será un problema serio para los sindicatos de Neuquén y de la Patagonia” ya que también elimina el beneficio de Zona Patagónica que aumenta un 22% los montos deducibles.

Por otro lado, afirmó que el mínimo imponible de 1.800.000 además “es una locura para el sector, sobre todo teniendo en cuenta que se computarán los primeros cuatro meses del año, lo que significaría para algunos trabajadores perder un sueldo entero”.

, Laura Hevia

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La agenda de Luis Lucero, el hombre de Caputo en Minería: agilizar la gestión, régimen de grandes inversiones y mudanza a Economía

El nuevo secretario de Minería, Luis Lucero, todavía no designado formalmente aunque ya confirmado por la Casa Rosada, comenzó a dar los primeros pasos para poner en funcionamiento la cartera, que estuvo casi dos meses sin autoridad desde la salida de Flavia Royón a comienzos de febrero. El abogado, de larga trayectoria en el estudio jurídico Marval O’Farrell Mairal, prepara una mudanza de las oficinas de Minería al Ministerio de Economía.

Además, trabaja en una agenda de temas que incluye desde resolver los escollos burocráticos que provocan demoras en los proyectos hasta un plan de incentivos para recuperar la exploración en oro y plata, el régimen de inversiones para el cobre y un mecanismo de fijación de precios para los proyectos de litio, entre otras iniciativas.

Mudanza

En primer lugar, ya comenzó la mudanza de las oficinas de la Secretaría de Minería del edificio de la avenida Presidente Julio A. Roca 651 (Diagonal Sur) al noveno piso del Palacio de Hacienda. Ahora trabaja en un despacho transitorio en el histórico quinto piso de Economía en Hipólito Yrigoyen 250, con el visto bueno de Luis Caputo.

Lucero está conformando el equipo que lo acompañará. Para completar el organigrama, tiene que designar a los subsecretarios de Desarrollo Minero y Política Minera y algunas direcciones nacionales. Fuentes consultadas por EconoJournal señalaron que este viernes podría haber novedades sobre los funcionarios que designará en la cartera. El martes a la mañana reunió a todo el personal de la Secretaría para presentarse y estuvo acompañado de funcionarios de Economía.

Certificados mineros y RIGI

Lucero se reunió con autoridades de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y luego tendrá una seguidilla de encuentros directos con ejecutivos de distintas compañías. La agenda que compartió con la cámara tuvo como tema urgente resolver las demoras que genera la ausencia de funcionarios con firma para aprobar los certificados mineros. La cuestión es relevante porque están frenadas importaciones e impide el desarrollo de los proyectos. Mañana viernes podría anunciarse al funcionario responsable de la firma.

En materia de grandes inversiones, como los proyectos de cobre Josemaría, Pachón, Los Azules, Altar, Agua Rica y Taca Taca, el nuevo titular de Minería apuesta a que se apruebe el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) de la nueva versión de la Ley de Bases que presentó el gobierno. El sector privado cree que ninguno de los proyectos de cobre podría avanzar sin el RIGI o tendrían que esperar a que se ordene –a largo plazo- la macroeconomía del país.

Reposición de la exploración

El gobierno podría impulsar en las próximas semanas un plan de incentivo a la exploración, sobre todo con foco en los proyectos de oro y plata, según pudo saber EconoJournal. Este tema fue acordado con CAEM porque preocupa en el sector que prácticamente no haya reposición de proyectos nuevos de exploración en el país.

El dato que llama la atención es que no hay ningún proyecto nuevo de oro o plata que pueda entrar en producción en los próximos 4 o 5 años. Como parte del plan de incentivos, Lucero también está analizando impulsar un mecanismo de aceleración de los plazos para la devolución del IVA en los desarrollos mineros.

Caída del precio del litio

En cuanto al litio, Lucero y CAEM coincidieron que los proyectos están atravesando una situación compleja por la caída del precio a nivel internacional. En un año cayó 80% y llegó a alrededor de 15.000 dólares la tonelada. Si bien podría estabilizarse nuevamente al alza, la cartera minera está trabajando en un mecanismo de fijación de precios, aunque fuentes consultadas por este medio indicaron que todavía no hay nada definido.

Crisis no metalífera

En la reunión entre Lucero y CAEM también se analizó la crisis de la minería no metalífera. La caída de la producción de cemento, cal y roca de aplicación, entre otros, está directamente vinculada a la caída de la construcción en el país.

El freno de la obra pública impulsada por el gobierno de Javier Milei provocó un fuerte descenso de la demanda de estos materiales. En marzo, los despachos de cemento tuvieron una baja de 42,9% respecto al mismo mes de 2023 (también cayó 7,2% respecto a febrero), registrando el peor período en cuatro años, según la Asociación de Fabricantes de cemento portland (AFCP).

, Roberto Bellato

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Llega una nueva edición de Vaca Muerta Insights, el evento que reúne a los máximos líderes de la industria de Oil&Gas

Está todo listo para la tercera edición de Vaca Muerta Insights, evento energético organizado en conjunto por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal que se llevará a cabo el 17 de abril en el Hotel Casino, en Neuquén. Durante la jornada, funcionarios del sector y ejecutivos de empresas productoras de hidrocarburos analizarán cuál es el escenario que tiene por delante la industria y anticiparán detalles de los programas de inversión previstos para el corto y el mediano plazo.

El objetivo principal del encuentro será conocer de primera mano cuáles son las oportunidades y retos que deberá afrontar la Argentina en los próximos años a fin de aprovechar todo el potencial que posee en materia de recursos energéticos. Asimismo, para ayudarnos a entender cuál es la posición del sector público ante un escenario tan desafiante estarán presentes el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; su par de Río Negro, Alberto Weretilneck; y el CEO y presidente de YPF, Horacio Marín.

Nuevo ciclo

En esta tercera edición, el foco de Vaca Muerta Insights estará puesto en el cambio de gobierno y en la incertidumbre que genera el nuevo ciclo político. Frente a esto, representantes de las empresas más relevantes del sector energético ofrecerán diferentes diagnósticos y brindarán su visión sobre cómo se desenvolverá el segmento no convencional en lo que resta de 2024.

Ricardo Rodríguez, CEO de Shell; Adrián Vila, CEO de Pluspetrol; Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources (PGR); y Matías Weissell, Operations Manager de Vista, disertarán sobre cómo incrementar las exportaciones de petróleo de Vaca Muerta.

A su vez, Gustavo Medele, ministro de Energía de Neuquén; y Andrea Confini, secretaria de Energía de Río Negro, analizarán los múltiples desafíos de la actividad energética desde la mirada del sector público.

Por su parte, Catherine Remy, directora general de TotalEnergies; Fausto Caretta, Upstream Managing Director de Pan American Energy (PAE); Horacio Turri, director ejecutivo de Pampa Energía; y Ricardo Ferreiro, presidente de Exploración & Producción (E&P) de Tecpetrol, debatirán sobre cómo poner en valor las reservas gasíferas de la Argentina.

Quienes deseen adquirir entradas pueden hacerlo a través de la web de Eventbrite.

, Loana Tejero

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Pemex volverá a restringir exportaciones de crudo en mayo

Continuando con su política de recortes, Pemex prevé disminuir sus ventas al exterior de unos 330.000 (bpd) en mayo. Esta medida representa un tercio menos de suministro a clientes en Estados Unidos, Europa y Asia . El plan sigue a la retirada de 436.000 bpd de crudos Maya, Istmo y Olmeca este mes, ordenada por la petrolera a su brazo comercial PMI Comercio Internacional porque necesita suministrar más a sus refinerías nacionales, ya que apunta a la autosuficiencia energética.

Pemex no tiene otra opción que aplicar recortes mensuales a las exportaciones después de que su producción de crudo en febrero cayera al nivel más bajo en 45 años y las refinerías del país, incluida una nueva instalación en el puerto de Dos Bocas, comenzaran a recibir más crudo.

Se espera que sólo Dos Bocas necesite una media de unos 179.000 bpd de crudo este año, según cifras oficiales. Actualmente, Pemex procesa la mitad de su producción diaria de crudo, que se sitúa en una media de 1,8 millones de barriles, según una reciente actualización del presidente de México, Andrés Manuel López Obrador.

El Ministerio de Energía de México espera que el procesamiento interno aumente a un promedio de 1,04 millones de bpd este año desde 713.300 bpd en 2023, dejando menos barriles disponibles para las exportaciones en el resto del año.

Esperan que los recortes de mayo sean entre 10 y 14 millones de barriles (en total). Aunque los recortes son significativos y se espera que se apliquen mensualmente a partir de abril, el brazo comercial de Pemex no ha declarado fuerza mayor sobre los contratos de suministro, dijeron las fuentes, que son comerciantes.

La mayoría de los contratos incluyen cláusulas para asignar volúmenes mensuales de crudos específicos en función de la disponibilidad, añadieron las fuentes. Los volúmenes se acuerdan a mediados de mes.

La Secretaría de Energía de México prevé que el ritmo de procesamiento de petróleo aumente a 1,04 millones de barriles diarios este año, lo que, basándose en las cifras de exportación de 2023, sugiere que México bien podría tener que dejar de exportar crudo en su totalidad. Pero esto depende de que la refinería de Dos Bocas se ponga en marcha de acuerdo con los planes del gobierno, lo que no está garantizado

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Venezuela: detuvieron a un poderoso exministro de Petróleo de Chávez

La Fiscalía de Venezuela informó sobre el arresto de Tareck El Aissami, exministro de Petróleo venezolano, acusado de corrupción. Junto a él, también fue detenido Simón Alejandro Zerpa, exministro de Economía y Finanzas. Estas detenciones se dieron tras denuncias de testigos entrevistados por el Ministerio Público.

El Aissami, conocido como el “árabe”, ha ocupado importantes cargos en el gobierno venezolano en los últimos 22 años. Nacido en el Vigía, estado Mérida, proviene de una familia de inmigrantes sirio-libaneses. Su padre y tío tenían vínculos políticos en la región.

Graduado con honores en criminología, El Aissami escaló en la política de la mano de Adán Chávez, hermano del fallecido presidente Hugo Chávez. Su carrera incluye cargos como ministro de Petróleo, presidente de PDVSA, vicepresidente en área económica y titular de Industria y Comercio.

Durante su gestión, se registraron altos índices de violencia y represión, como el aumento de homicidios y la proliferación de bandas criminales. A pesar de su poder, El Aissami mantenía un perfil discreto y reservado, evitando la exposición mediática. Su detención se da en el marco de investigaciones por presunta corrupción en la venta de crudo a través de criptoactivos.

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La salida de YPF enciende las alarmas entre las provincias petroleras

El directorio de YPF el jueves 29 de febrero aprobó la cesión de 55 áreas convencionales en campos maduros que no le resultan rentables a la petrolera. Los yacimientos se encuentran fundamentalmente en Chubut, Santa Cruz, Mendoza y Neuquén. Para facilitar su colocación se decidió recortar la valuación de esos activos por el equivalente a 1800 millones de dólares. Las áreas de las cuales YPF se va a desprender, representan el 60 por ciento de la producción de petróleo convencional y el 40 por ciento de la producción de gas convencional a nivel nacional. Por lo tanto, la decisión resulta de vital importancia para la industria hidrocarburífera local.

El crecimiento de la producción no convencional de Vaca Muerta, creó una nueva dinámica que hace a las cuencas compitan por capital, mano de obra e insumos. Es decir, se genera un costo de oportunidad en la inversión, entre la producción convencional y la no convencional, a favor de esta última. El portfolio del upstream de YPF se divide un 50 por ciento en Vaca Muerta y un 50 por ciento en el convencional. La meta es cambiar la ecuación a un 80 por ciento en el no convencional neuquino y 20 por ciento en los yacimientos tradicionales.

Entre las opciones que maneja la firma para desprenderse de esas áreas están su reversión a las provincias, la cesión de la operación a los socios que tenga en alguno de esos proyectos o directamente la venta. Un informe del Centro de Economía Política Argentina (CEPA) analizó los riesgos para las provincias donde están estos yacimientos, poniendo énfasis particular en Mendoza.

Si YPF decide rescindir las concesiones, cumpliendo con la ley de Hidrocarburos 17.319 que reglamenta el abandono de los pozos y la normativa ambiental de la provincia, con los altos costos que esto implica para la empresa, se produciría una paralización productiva de los yacimientos hasta una eventual concesión posterior, proceso que, en el mejor de los casos, advierte CEPA, puede demorar al menos 2 años.

Si YPF decide tercerizar la operación por acuerdo con otro operador. La responsabilidad ante la provincia seguirá siendo de YPF, pero para eso, resulta imprescindible prorrogar los plazos de la concesión para permitir el recupero de las inversiones adicionales necesarias.

Por último, si YPF decide la venta a otras compañías de perfil mediano más enfocadas en la producción marginal, cada gobierno provincial deberá evaluar la solvencia económico-financiera y técnica de los interesados, para llevar adelante el proceso de inversión necesario y para operar bajo estándares ambientales incluyendo los pasivos heredados. “En este supuesto, entran en el radar, operadores petroleros más pequeños, que apuntan a un negocio de escala, como, por ejemplo, las recientes operadoras petroleras Jet Oil, Aconcagua Energía y/o actores nuevos que ven la oportunidad de diversificarse”, señala CEPA.

La decisión de desprenderse de estas áreas, que en teoría sería buena para YPF ya que optimizaría sus recursos concentrándose en donde hay mayor rentabilidad y potencial de crecimiento en producción, quizás no lo sea para las provincias. En Mendoza, por ejemplo, YPF tiene una posición dominante de mercado en lo que refiere al upstream mientras que se comporta casi como un monopsonio en el downstream dado que toda infraestructura de evacuación de los yacimientos va a parar a su propia refinería. De 3500 pozos que posee, la mitad están inactivos. Si tan solo la mitad de esos 1750 pozos deben cerrarse, el costo de remediación ambiental es muy alto. Por otro lado, en un mercado altamente concentrado, no será fácil encontrar sustitutos aptos, con solvencia técnica y económica financiera, para reemplazar a YPF ya que el mercado del upstream tiene enormes barreras de entrada tanto técnicas como de capital.

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La producción minera creció 13,4% interanual en febrero de 2024

El Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec) informó que el índice de producción industrial minero (IPI minero) subió 13,4% respecto a igual mes de 2023.

Desde el organismo señalaron que el acumulado de los dos primeros meses de 2024 registró un aumento de 11,3% respecto a igual bimestre del año anterior.

#DatoINDEC
La industria minera creció 13,4% interanual en febrero de 2024:
– Petróleo crudo: 10,7%.
– Gas natural: 6,7%.
– Servicios de apoyo a la extracción: 26,8%.
– Minerales metalíferos: 1,9%.
– Minerales no metalíferos y rocas de aplicación: 11,5%.
https://t.co/U1mMKAhX1j pic.twitter.com/aPqUxUyfol

— INDEC Argentina (@INDECArgentina) April 8, 2024

Además, en febrero de 2024, el índice de producción minera muestra un incremento de 2,7% respecto al mes anterior y el índice serie tendencia-ciclo registra una variación positiva de 1,2% respecto al mes anterior.

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Equinor ultima detalles para el inicio de la perforación en el pozo Argerich

Con el amarre en la sección 8ª del puerto de Mar del Plata del buque supply Hos Remington, procedente de Río de Janeiro, se comienza a dar forma a la exploración en el Pozo Argerich, ubicado a más de 300 kilómetros de la costa de Mar del Plata.

El buque de bandera mexicana será uno de los encargados de asistir con repuestos y elementos necesarios para la perforación que ya desde hace tiempo esperan en el Puerto marplatense, hasta la llegada del Valaris 17, el buque de 229 metros de largo encargado de avanzar con la perforación en la zona CAN-100.

El bloque CAN 102, operado por YPF y Equinor, se ubica en una posición estratégica en el límite marítimo argentino-uruguayo. Esta área promete ser un campo fértil para la exploración petrolera, situada a más de 270 kilómetros de Punta Médanos y a 310 kilómetros del puerto de Mar del Plata, dentro de la Zona Económica Exclusiva Argentina.

Este proyecto busca determinar la presencia y calidad de recursos hidrocarburíferos en el lecho marino. Se espera la llegada de aproximadamente 8 barcos adicionales y dos helicópteros para asistir en el proceso, transportando a las 200 personas involucradas en esta etapa exploratoria.

El Valaris se encuentra actualmente en la zona de Río de Janeiro y se espera que en los próximos días inicie su travesía hacia Mar del Plata. Entre los trabajadores que participarán de la perforación hay noruegos, brasileños, mexicanos y argentinos que estarán cerca de 60 días en la base de operaciones que se montará mar adentro, a unas 30 millas de la costa de Mar del Plata.

Los estudios exploratorios realizados mostraron que este primer proyecto tendría una producción potencial estimada de 250 mil barriles diarios, lo cual equivale a la producción total actual de petróleo convencional y no convencional de YPF, y a un cuarto de la producción total actual nacional. 

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Los subsidios energéticos alcanzaron al 48% del costo total en febrero

El Estado Nacional destinó $263.962 millones para subsidiar el costo del sistema energético nacional en febrero, lo que representa el 48% del valor total, según datos de la Confederación Argentina de Trabajadores y Empleados de los Hidrocarburos, Energía, Combustibles, Derivados y Afines (CATHEDA).

Según el informe de la entidad, el costo del sistema energético trepó a febrero a $554.920 millones, similar al de enero, donde el subsidio había sido del 78%.

En consecuencia, los aumentos de tarifas permitieron reducir en 30 puntos el dinero que el Estado nacional debe destinar a mantener el sistema eléctrico.

El costo del sistema energético aumentó en febrero de este año 266% en forma interanualmientras que el pago de subsidios lo hizo en 236%. La diferencia obedece al aumento de tarifas que cubrió parte del aumento de costos.

El Gobierno busca durante 2024 reducir en forma sustantiva los subsidios energéticos como herramienta base para alcanzar el equilibrio fiscal.

En esa línea, la semana pasada aplicó un nuevo aumento que redundará en una reducción de 0,3 puntos del PBI el costo de subsidiar la energía.

De todas maneras, el Estado mantiene con CAMMESA la empresa que maneja el sistema eléctrico, una deuda de unos $ 2 billones que, según trascendió, sería saldada con un bono.

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Caputo negociará un bono con petroleras y eléctricas para cancelar una deuda de US$ 2200 millones que se acumuló en el primer trimestre

Al dejar de pagar durante el primer trimestre los costos de generación de energía y del gas natural que consumen hogares y las centrales térmicas, el ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, acumuló una deuda con generadoras y petroleras que ronda los US$ 2200 millones. Funcionarios del gobierno adelantaron que ese pasivo se terminará saldando muy probablemente con un bono del Tesoro, pero advirtieron que no tienen apuro en negociar con los privados. Generadoras eléctricas y productores de gas intentaron durante las últimas semanas edificar canales de articulación con distintos estamentos del gobierno para resolver el tema que más las […]

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Puesto Quiroga, el área marginal que pone en oferta YPF y que aún tendría alto potencial productivo

Según confirmaron fuentes de Hidrocarburos en febrero último, dos pozos exploratorios dieron excelentes resultados en una de las áreas maduras en las que YPF venderá su participación. Puesto Quiroga forma parte de la concesión que opera Tecpetrol en Chubut, en un bloque cuyo principal activo es El Tordillo, que ha tenido un fuerte declino de su producción durante los últimos años, así lo reflejan los datos oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación. La producción de petróleo en enero de este año, en El Tordillo, fue de apenas 25.179 metros cúbicos de petróleo y 5,5 millones de metros […]

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Tras la suba de tarifas, el gobierno quiere que las distribuidoras compren su propio gas para cubrir el pico de consumo de invierno

La estatal Enarsa realizó este martes la primera subasta para revender a las distribuidoras el Gas Natural Licuado (GNL) importado para cubrir el pico de consumo residencial que se registra durante los meses de frío. Si bien el concurso —que se realizó bajo el paraguas del Mercado Electrónico del Gas (MEGSA), una plataforma controlada por la Bolsa de Comercio porteña— terminó desierto porque las empresas gasíferas desistieron de participar en desacuerdo con las condiciones económicas definidas en el pliego, la medida impulsada por la Secretaría de Energía buscó transmitir que los privados —no sólo las distribuidoras, sino también las comercializadoras y los grandes usuarios— deberán contratar su propio gas para garantizarse por su cuenta el suministro de gas durante el invierno. Por eso, la de ayer fue tan sólo la primera subasta de otras que vendrán en los próximos meses, según indicaron fuentes privadas consultadas por EconoJournal.

La cartera que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo apunta a descargar lo más posible el costo del gas importado (primero del GNL adquirido por Enarsa para la terminal de Escobar, pero luego podría incluirse el gas importado desde Bolivia) en los actores privados del mercado de gas (con excepción de los productores). Energía quiere terminar con una inercia que viene de años, que en los hechos consiste en que el GNL adquirido por Enarsa termina siendo consumido por distribuidoras, comercializadoras e industrias sin control ni contractualización alguna. Por eso, es común que todos los inviernos se registren importantes desbalances (una empresa toma del sistema de transporte más gas del que tiene efectivamente contratado) que complican la operatividad del sistema.

Por eso, la nueva gestión de Enarsa, que encabeza Juan Carlos Doncel Jones, y la conducción de la Secretaría de Energía quiere que, de manera gradual, el costo del gas importado —dos o tres veces más caro que el producido localmente— sea incorporado como una variable más que deben gestionar los privados. En rigor, el gobierno quiere que Enarsa deje de absorber —a través de subsidios que paga el Tesoro— casi todo el costo de abastecimiento de gas de invierno, como sucede desde hace 15 años.  

“Es cierto que cuando llegan los días de frío el GNL importado por Enarsa termina siendo consumido sin control por industrias, comercializadoras y distribuidoras. De hecho, como el gas es fungible y fluye por el sistema, recién se puede saber a posteriori qué empresa demandó más gas del que tenía contratado”, explicó un directivo de una productora de gas.

Primer paso testimonial

La subasta entre distribuidoras realizada esta semana por MEGSA debe leerse en esa clave. ¿Por qué la subasta se realizó ayer? Porque el primer cargamento importado por Enarsa empezará a descargar en la terminal regasificadora de Escobar el próximo 22 de abril.

El viernes pasado, Rigoberto Mejía Aravena, vicepresidente de Enarsa, explicó a representantes de las empresas gasíferas —Metrogas, Naturgy, Camuzzi, EcoGas, Gasnea, Litoral Gas y Gasnor— que la decisión del gobierno es que las distribuidoras empiecen a comprar a un precio de mercado el GNL importado por Enarsa (ya compró 10 cargamentos en marzo y se estima que deberá importar al menos otros 10 más para los meses de julio, agosto y septiembre).

¿Qué implica pagar un precio de mercado? Enarsa definió que el precio mínimo de la subasta de ayer era de 12,90 por millón de BTU. Esa cifra se desompone de la siguiente manera: 9,90 US$/BTU de precio promedio de importación más 2 dólares de costo de regasificación y 1 US$/MMBTU de costo financiero y overhead (gastos de estructura) que afrontó la empresa estatal.

Como era previsible, ninguna distribuidora quiso convalidar ese precio de gas porque no tienen garantizado el pass through correspondiente, es decir, el Enargas no les reconoció en los cuadros publicados esta semana una tarifa suficiente para pagar ese precio del gas de invierno. De hecho, el ente regulador sólo les autorizó a trasladar a las facturas un precio de 4,50 US$/MMBTU por el gas de invierno (entre mayo y septiembre) contra los 12,90 dólares que Enarsa estableció como piso para revender el GNL. Para este miércoles está prevista la realización de una subasta similar a la de ayer pero entre comercializadoras e industrias. Habrá que ver si hay interés de los privados o también queda desierta.

Mecanismo de compensación

Fuentes de la industria interpretan que en las próximas semanas el gobierno insistirá en su intento de que las distribuidoras consigan por su cuenta —sin depender exclusivamente de Enarsa— el volumen de gas que precisan para cubrir el pico del invierno. Mejía Aravena dejó entrever el viernes que, en esa dirección, el Enargas trabajará en resolver el esquema de Diferencias Diarias Acumuladas (DDA’s), que en los ’90 funcionó como el instrumento para que las distribuidoras recuperen los sobrecostos generados en el período invernal. ¿Cómo funciona el sistema de DDA’s? En términos simplificados prevé que si una distirbuidora pagó a un productor o comercializado un precio más elevado del gas que el que tiene reconocido en los cuadros tarifarios sancionados por el Enargas tiene derecho a reclamar que el Estado traslade las tarifas ese sobrecosto para recuperar ese desembolso.

Es difícil que el esquema de DDA’s pueda ser utilizado para solventar el extracosto que implicaría que las distribuidoras cubran el pico de invierno íntegramente con GNL (cada cargamento ronda los US$ 40 millones). Pero habrá que ver qué solución encuentra el gobierno”, explicaron desde una empresa.

, Nicolas Gandini

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Fondos Comunes de Inversión: se amplían las posibilidades de inversión para financiar PYMES

La CNV amplía inversiones elegibles en el Régimen Especial de Fondos Comunes de Inversión Abiertos PyMEs. La Comisión Nacional de Valores (CNV), a través de la Resolución General 997/2024,permite ampliar las posibilidades de inversión para los Fondos Comunes de Inversión Abiertos PyMEs (FCI PyMEs), con el objetivo de fortalecer el desarrollo y crecimiento de este sector económico. ¿Qué establece la normativa? Los Fondos PyMEs ahora podrán incorporar hasta un 20% de su patrimonio neto en Cheques de Pago Diferido y Pagarés emitidos o descontados para su negociación en el segmento directo – garantizado y no garantizado- en primer endoso, por […]

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YPF ofrece cursos de formación técnica para la industria energética

Fundación YPF abrió la inscripción para los cursos de nivel inicial en automatización y robótica, instalaciones eléctricas, instrumentación industrial y energías renovables como parte de su oficina educativa. En Neuquén Capital, Añelo, Rincón de los Sauces, Cutral Có, Plaza Huincul, Allen, Luján de Cuyo, Malargüe, Maipú, Comodoro Rivadavia, Caleta Olivia, Las Heras, Pico Truncado y Río Grande, se impartirán cursos gratuitos a los mayores de 18 años. Es importante recordar que hay un número limitado de plazas disponibles, y la inscripción está disponible hasta el 17 de abril visitando https://fundacionypf.org/. Las clases serán semipresenciales, administradas mediante la plataforma educativa digital […]

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Tecpetrol cuenta cómo se extrae el gas en Vaca Muerta y se utiliza para alimentar hogares e industrias en el país

El futuro y el presente de la soberanía energética en Argentina se enfocan en Vaca Muerta. Rica formación de hidrocarburos que hasta el momento sólo ha arrojado una parte de su pleno potencial de producción. Cuenta con la capacidad y el conocimiento necesario para extraerlo hacia la superficie, donde se convierte en energía que moviliza a domicilios e industrias del país. Para lograrlo, Tecpetrol deberá perforar 6.000 metros de roca. Con este objetivo, Tecpetrol trabaja incansablemente en Vaca Muerta para desarrollar procesos cada vez más seguros y eficientes para la extracción de este tipo de hidrocarburos. Una película que incluye […]

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Los departamentos de Minería y Energía presentan nuevo organigrama

Las áreas bajo el liderazgo de Eduardo Rodríguez Chirillo y Luis Lucero, respectivamente, confirmaron su dependencia del Ministerio de Economía. Cuatro subsecretarías se encuentran bajo la órbita de Rodríguez Chirillo; la más novedosa se enfoca en el gas natural y se llama Combustibles Gaseosos. Luis Caputo, el presidente del Ministerio de Economía, finalmente promulgó el decreto 293/24 en el Boletín Oficial, que oficialmente desarrolló algunas de sus responsabilidades, entre ellas las estructuras de las secretarías de Minería y Energía. La cartera Caputo contará con 14 secretarías, incluyendo los sectores de energía y minería, así como Concesiones, Transporte, Desarrollo Territorial, Pymes […]

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MONITOREO AMBIENTAL DE AGUA EN BAJO DE LA ALUMBRERA Y AGUA RICA

En el marco del programa anual de monitoreo ambiental de agua planificado, que lleva adelante el Ministerio de Minería en todos los emprendimientos radicados en la provincia, se realizó el monitoreo ambiental de agua en las cuencas aledañas a los proyectos mineros Bajo de la Alumbrera y Agua. Rica, que están ubicados en los departamentos Belén y Andalgalá. El monitoreo fue realizado por personal técnico del Departamento de Geoquímica y Salud Ambiental, que forma parte de la Dirección Provincial de Gestión de Salud Ambiental (DiPGAM). La DiPGAM está bajo la jurisdicción del Ministerio de Minas, que es el organismo encargado […]

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Formosa: planta de litio va hacia producción continua

El «Centro de Optimización y Capacitación» en Palmar Largo está en el departamento Ramón Lista, al oeste de la provincia. La «Planta Piloto» dedicada a la extracción de litio, un centro de validación donde se determinarán los parámetros para la construcción de la planta definitiva de carbonato de litio, se espera que produzca 300 toneladas al año. La misma planta industrial arrojó sus primeros lotes de producción hacia fines del año 2023. Hoy está en la etapa de consolidación de la producción en continuo de carbonato de litio, informó el director de Industria, Hidrocarburos y Minería provincial, Darío Vergara. Explicó […]

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Hallazgo de petróleo de Petrobras podría rendir 14.000 millones de barriles

Petrobras descubrió hidrocarburos en la cuenca marina Potiguar, en el extremo sur de la prometedora región conocida como Margen Ecuatorial. La explotación puede rendir 14.000 millones de barriles de petróleo.

El yacimiento fue descubierto por el pozo exploratorio Anhangá en el bloque POT-M-762-R15, un área marina frente al litoral del nordeste brasileño en la que Petrobras tiene la concesión para explorar y explotar individualmente con un 100% de participación.

Se trata del segundo hallazgo de acumulaciones de hidrocarburos en la cuenca Potiguar tras haber descubierto este mismo año un yacimiento en otro pozo, de otra concesión, a unos 24 kilómetros de Anhangá.

El pozo Anhangá está situado próximo a la frontera entre los estados de Ceará y Río Grande do Norte, a unos 190 kilómetros de la ciudad de Fortaleza y unos 250 kilómetros de la ciudad de Natal, en un área en que la profundidad del agua alcanza 2.196 metros en el Margen Ecuatorial brasileño.

El Margen Ecuatorial es un amplio horizonte de explotación en el océano Atlántico, frente a la costa norte de Brasil, en el que la petrolera calcula que existen enormes reservas de hidrocarburos dados los enormes hallazgos hechos en la misma región por Guyana y Surinam.

Pero el área considerada como más prometedora es la región norte del Margen Ecuatorial, frente a la desembocadura del río Amazonas, cuya posible explotación genera una amplia polémica en Brasil debido a su vulnerabilidad ambiental y social.

El volumen de reservas previsto en esa región es siete veces superior al calculado en la cuenca Potiguar.
Según Petrobras las actividades exploratorias en el Margen Ecuatorial representan otro paso en el compromiso de reponer sus reservas y desarrollar nuevas fronteras exploratorias que garanticen atender la demanda global de energía durante la transición energética.

El plan quinquenal de Petrobras prevé inversiones por 7.500 millones de dólares en exploración, de los que 3.100 millones de dólares en el Margen Ecuatorial, en donde la empresa planea perforar al menos 16 pozos hasta 2028

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Una interna política en torno a Petrobras podría afectar la posibilidad de que el noroeste argentino reciba gas durante el invierno

El presidente de Brasil Lula da Silva intervino para anular el pago de dividendos extraordinarios impulsado por la petrolera estatal y evalúa la continuidad del CEO de la empresa Jean Paul Prates. Su potencial remoción del cargo dejaría al gobierno argentino sin un interlocutor valioso en una conversación multinivel y a contrarreloj para garantizar el suministro de gas en el noroeste. Una interna política en el gobierno del Brasil puede afectar la posibilidad de concretar el swap de gas natural para garantizar el suministro en el norte argentino durante el invierno. El presidente Lula da Silva está evaluando pedirle la […]

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COMPROMISO VERDE: BAYER Y GENNEIA FIRMAN IMPORTANTE ACUERDO DE PROVISION DE ENERGIA RENOVABLE

Con el objetivo de seguir potenciando sus prácticas sustentables, Bayer, la empresa mundial especializada en salud y nutrición, llegó a un acuerdo estratégico con Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, para abastecer al 50% de energía limpia a sus plantas de Pilar. De esta forma, sumado al resto de sus fuentes de suministro, alcanzará un 75% de abastecimiento de fuentes renovables. Con más de un siglo de innovación en el país, la división de Salud de Bayer cuenta con sus dos plantas de producción en Pilar, Provincia de Buenos Aires. Por un lado, se encuentra […]

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Últimas entradas Early Bird disponibles para Future Energy Summit México 

Enormes expectativas por la llegada a México de Future Energy Summit (FES), la plataforma de eventos organizada por Energía Estratégica e Invest in Latam.

Se aproxima la finalización del periodo de preventa y quedan muy pocas entradas Early Bird para aprovechar. No se pierda la oportunidad de reservar su lugar en FES México.

La cita es el lunes 22 de abril en el hotel Marriott Mexico City. Es una fecha ideal para reunirse con otros profesionales interesados en impulsar nuevas inversiones y en fomentar el debate en torno a cómo acelerar la transición energética con fuentes renovables.

México se encuentra en plena campaña de candidatos a la presidencia que prometen recuperar la dinámica del sector eléctrico con un enfoque en la sostenibilidad.

ASISTIR A FES MEXICO

Xóchitl Gálvez, de la alianza opositora Fuerza y Corazón por México, precisó que, de llegar a lograr el máximo apoyo popular en la votación, atenderá la expansión del sistema de transmisión y el parque de generación, promoviendo al menos 100 nuevos proyectos renovables y, como medida concreta, propuso retomar las subastas eléctricas.

Por su parte, Claudia Sheinbaum, candidata del oficialismo por la Coalición Morena, Partido del Trabajo y Partido Verde Ecologista de México, se comprometió a trabajar por una “república soberana con energía sustentable” cuya prioridad sean las energías limpias.

Y, Jorge Álvarez Máynez, del Movimiento Ciudadano, plantea “arreglar el modelo energético” y desarrollar proyectos de energías limpias y baratas como eólica y solar, priorizando su localización en Oaxaca, Zacatecas, Tamaulipas y Yucatán.

Visto aquello, Future Energy Summit Mexico llega en el momento indicado para ofrecer el espacio de conferencia y networking para stackeholders del sector energético.

ASISTIR A FES MEXICO

Esto despertó el interés de grandes empresas de la industria que confirmaron su participación como Partners de este grande evento. Destacándose el apoyo de Sungrow, JA Solar, Huawei, Seraphim, Trina Solar, Solis, Longi, Risen Energy, Canadian Solar, Black & Veatch, ZNShine Solar, Jinko Solar, Telener 360, Wärtsilä, GLC, Diprem Global Services, Growatt, Alurack, Raveza y AtZ Investment Partners.

Ya confirmaron su participación, referentes de estas y otras empresas:

Gerardo Pérez – CEO – EDF México
Alejandro Peón Peralta – Country Manager – Naturgy México
Felisa Ros – CEO México & Latam – Engie
Dario Leoz – Director General – Tuto Power
Hector Nuñez – North Latam Head of Sales – Sungrow
Victoria Sandoval – Sales Manager – JA Solar
Itzel Rojas – Senior Sales Manager México & Chile – Seraphim
Álvaro Villasante – Vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación – Grupo Energía Bogotá
Gastón Fenés – Co fundador y periodista – Future Energy Summit
Danilo Pacavita – Product & Solution Manager Mexico & Caribbean, Utility Business Group – Longi
Sergio Rodríguez – Chief Technology Officer – Solis
Vandy Ferraz – LATAM Product Manager – Risen
Luis Rafael Ordóñez Segura – CEO – Telener360
Jose Antonio Aguilar – Director General – Vive Energía
Luis Colín – Technical Sales Manager – Growatt
Jorge Musalem – Director Corporativo de Ingeniería y Proyectos de Infraestructura – CFE
Yolanda Villegas – Directora Legal de Compliance y Relaciones institucionales – Envases
Jose Francisco Castro – Energy Planning Manager – Ternium
Alejandro de Keijser – Director Energía y Sostenibilidad – De Acero
María José Treviño – Directora General – Acclaim Energy México
Romina Esparza Almaraz – Business Development Director – Black & Veatch
Vitor Rodrigues – Director técnico Latam and Iberia – GCL
Georgina Izquierdo Montalvo – Directora – INEEL
Israel Hurtado – Presidente – Asociación Mexicana de Hidrógeno
Sergio Ramírez – Sales Support Manager – Seraphim
Daniel Duque – C&I Manager – Exel Solar
Marco Ricci – Latam Sales Manager – Solis
Francisco Alcalde – Key Account Manager – Sungrow
Ángel Mejia – Presidente – AMIF

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¿Cuánto gana un experto de energías renovables en Colombia?

Con el objetivo de alcanzar este año los 6GW de potencia instalada en el país, el gobierno colombiano está aplicando medidas para impulsar el desarrollo de las renovables: ha dado pasos como incentivos fiscales, posibilidad de licenciamiento ambiental para nuevos proyectos y la reciente subasta de Cargo por Confiabilidad.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, en este escenario marcado por la transición hacia fuentes de energía más sostenibles, la industria renovable experimenta un crecimiento acelerado, lo cual genera una creciente demanda de profesionales especializados.

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

En este contexto, para llevar claridad en cuánto están cotizando los sueldos de especialistas en energías renovables en Colombia, la consultora líder en gestión de empleo LHH Recruitment Solutions elaboró una Guía Salarial que calcula los valores de las remuneraciones según el cargo y el tamaño de la compañía en el país.

LHH Guia Salarial 2024 – Energías renovables

De acuerdo al reporte, en la pirámide de los puestos mejores pagos, se encuentra en primer lugar la gerencia general o «Country Manager» con pagos mensuales de entre 35 y 55 millones de pesos colombianos, seguido por «Vice presidente de negocios o comercial» con un tope de 50 millones y Business Development Manager que oscila entre 25 y 40 millones.

Entre los menos cotizados están los ingenieros de proyectos con sueldos que varían entre 8 y 10 millones, y los especialista predial e ingenieros de interconexión entre 9 y 12 millones.

Tras recopilar estas cifras, Jorge Romero y Estefanía Tapia Peña, Managers en LHH Recruitment Solutions señalan: «En la formación de profesionales en el campo de las energías renovables ha evolucionado notablemente en los últimos años. Pese a estos avances, existen dificultades para las empresas en encontrar talento especializado, lo que provoca movimientos de personal en corto plazo y encarecimiento de perfiles, incluso manteniendo el mismo nivel de experiencia».

Y afirman: «En toda América Latina, la falta de talento especializado ha llevado a reflexionar sobre la importancia de programas de formación y desarrollo profesional para satisfacer las crecientes demandas del sector. Sobre todo, teniendo en cuenta que la que la escasez de perfiles especializados podría convertirse en un obstáculo para su desarrollo sostenible»

De esta forma, para los ejecutivos, la necesidad de fomentar la capacitación se presenta como una medida esencial para superar este desafío, no solo en Colombia sino en toda la región.

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LONGi anticipa la tecnología que usará en su próxima serie de módulos

LONGi, reconocida empresa distribuidora y productora de módulos fotovoltaicos, participó del mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina que se llevó a cabo en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. 

Lucas Ponce, product and solution manager de LONGi Latam brindó una entrevista exclusiva en la que anticipó la tecnología que usarán desde la compañía en su próxima de módulos solares, con la mirada puesta en lograr mejores resultados dentro del sector de las energías renovables. 

La principal novedad para el 2024 es la combinación del Hi-MO 6 con tecnología de back contact con la tipología TOPCon. Es una nueva fórmula que estamos desarrollando en lo que será nuestro Hi-MO 6 Pro”, vaticinó. 

“No sólo permitirá tener un producto con alta eficiencia en la cara frontal, sino también un módulo bifacial óptimo para parques solares, reduciendo las degradación y la pérdida por temperatura, pero también teniendo una estética propia y un diseño totalmente pensado para parques solares”, explicó. 

Tal como adelantó Energía Estratégica días atrás, LONGi analiza el desarrollo de la tecnología IBC (Interdigitated Back Contact por sus siglas en inglés – todos los contactos en la cara posterior) combinada con celdas TOPCon (ver nota), pudiendo tener una cara frontal para tener más watt pico por módulo y, al combinarlo, tener tecnología bifacial más eficiente para parques solares. 

Es decir que se sumará a la gama de productos de la compañía, que van desde los módulos solares fotovoltaicos Hi-MO 1 hasta el Hi-MO 7 (lanzado el 2023). Este último totalmente pensado y diseñado para instalaciones utility scale, con una potencia de 610 W y con celdas de tecnología HPDC, similar a la tipología de celda TOPCon pero agregando capas de pasivación al módulo. 

“La patente propia HPDC llega para mejorar tres aspectos fundamentales del módulo: mejorar la eficiencia del producto, reducir la carga de coeficiente de temperatura por cada grado que se aumenta en la operación del módulo y disminuir la degradación propia del módulo, tanto del primer año como de los restantes 29”, expresó Lucas Ponce. 

Mientras que para generación distribuida, la compañía cuenta con el módulo Hi-MO 6, producto monofacial que para el mercado argentino está disponible en su gama “all black” y se espera que próximamente también lo esté en sus distintas gamas de colores. 

“Por el lado de los servicios, ofrecemos el servicio local comercial y técnico, acercándonos a los clientes para abastecer soluciones en toda la cadena de valor del proyecto; sumado al diferencial de ser la primera empresa con bancabilidad AAA. Por ello nos posicionamos como líderes del mercado contando con servicios de calidad para la región”, sostuvo el product and solution manager de LONGi Latam durante la entrevista en FES Argentina. 

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Más mercado: la apuesta de Grupo Menara por montar torres eólicas en Argentina

En el mega evento Future Energy Summit (FES), realizado en Argentina, más de 500 líderes y referentes del sector de las energías renovables del país y la región coincidieron en que el 2024 es un año marcado por el impulso hacia la transición energética y la promoción de las energías renovables en el país.

En efecto, durante la feria, Grupo Menara, la empresa familiar con sede en Rafaela, Provincia de Santa Fe, con más de 60 años de trayectoria en el mercado de la construcción ha anunciado su incursión en el montaje de torres eólicas a través de su nueva unidad de negocio, Movey.

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Hermas Culzoni, Gerente General de Menara Construcciones y CEO de Movey, compartió su visión sobre esta expansión y los desafíos y oportunidades que enfrentan en el sector.

«Ante la imposibilidad de exportar divisas, decidimos lanzar esta unidad de negocio en Argentina. En general, los montajes suelen ser realizados por empresas extranjeras. Sin embargo, tecnólogos locales nos animaron a asumir el desafío de iniciar esta actividad y estamos muy satisfechos con los resultados obtenidos hasta ahora«, explicó.

Para fortalecer su posición en el mercado, Movey se asoció con HT SETECCA, una empresa costarricense con más de 15 años de experiencia en el montaje de torres eólicas. Según el ejecutivo, esta colaboración ha permitido una transferencia de conocimientos crucial para abordar las necesidades del mercado argentino y brindar servicios de montaje, operación y mantenimiento de manera local.

En este sentido, Culzoni destacó las amplias oportunidades que ofrece el mercado argentino y su potencial para expandirse a otros países de la región. «Argentina es un mercado emergente con mucho potencial. Vemos la oportunidad de trabajar tanto localmente como en mercados como Chile, Uruguay, Brasil, Perú y países del Caribe. Nos estamos regionalizando y complementando para optimizar recursos», afirmó.

A pesar de las perspectivas prometedoras, Culzoni reconoció los desafíos inherentes al rubro, que requiere un alto nivel de profesionalismo y atención al detalle. Sin embargo, aseguró que Movey está siguiendo todos los pasos necesarios para trabajar de manera ordenada y prolija.

«Estamos agradecidos por la confianza que hemos recibido de los tecnólogos. Buscamos montar nuestro primer parque eólico en Argentina y tener éxito para luego expandirnos a otros países«, reveló.

De esta forma, Movey representa una apuesta sólida y prometedora por el futuro de la energía renovable en Argentina y América Latina. Con un equipo altamente calificado, tecnología de vanguardia y un compromiso con la sostenibilidad ambiental, están preparados para impulsar la generación de energía eólica en la región y promover un futuro más limpio y sostenible.

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ACWA Power y Larsen & Toubro utilizarán seguidores solares All-Terrain de Nextracker para el Parque Solar Al Kahfah en Arabia Saudí

Nextracker (Nasdaq: NXT), líder global en soluciones inteligentes de seguimiento solar y software, ha firmado una asociación con ACWA Power, empresa saudí que opera en el sector de energía y agua, y Larson & Toubro, compañía india responsable de proyectos de infraestructura, para suministrar sistemas de seguimiento solar para todo tipo de terrenos, difíciles o irregulares, NX Horizon-XTR™ para el Parque Solar Al Kahfah en Arabia Saudí. El contrato incluye el suministro del rastreador todo terreno NX Horizon-XTR™ para una instalación de 1,17 GW en la planta de energía solar Al Kahfah. La nueva planta forma parte del Programa Nacional de Energías Renovables en desarrollo en la Provincia Central de Arabia Saudí.

Al Kahfah es uno de los tres principales proyectos de Producción Independiente de Energía Solar (IPP) liderados por Badeel, la empresa de agua y electricidad en Arabia Saudí, y ACWA Power. La planta solar proveerá energía limpia a la Saudi Power Procurement Company (SPPC) como parte de los proyectos de energía renovable esenciales para alcanzar los objetivos de la Agenda 2030 y del Programa Nacional de Energías Renovables del Ministerio de Energía para aumentar las energías renovables en la matriz energética del país en un 50% para 2030. La gigante de la construcción global Larson & Toubro ha firmado el contrato de ingeniería, adquisición y construcción para la Usina de Energía Solar Al Kahfah.

Tecnología NX Horizon-XTR

El proyecto Al Kahfah utilizará los sistemas de seguimiento solar inteligentes NX Horizon-XTR de Nextracker. La región destinada a la planta solar se caracteriza por un terreno montañoso y suelo resistente, que normalmente requeriría una combinación de explosivos y maquinaria niveladora para preparar la zona que será cubierta por la nueva planta solar. Introducido por primera vez en 2018 y probado en varios proyectos de gran escala en todo el mundo, el sistema de seguimiento solar para todo tipo de terrenos, difíciles o irregulares, de Nextracker puede adaptarse a la topografía natural, reduciendo así la necesidad de nivelación de tierras y minimizando significativamente el impacto ambiental.

El proyecto Al Kahfah en Arabia Saudí será la mayor implementación de la tecnología de seguimiento solar NX Horizon-XTR de Nextracker. Con esta instalación, Nextracker alcanzará un hito significativo en el creciente mercado de energía solar del Medio Oriente, India y África (MEIA). La instalación de 1,17 GW refuerza aún más el compromiso de la empresa con este mercado, teniendo más de 10 GW de rastreadores solares inteligentes en operación o en cumplimiento en toda la región.

Como parte de su apoyo a ACWA Power y al proyecto Al Kahfah, Nextracker ha ampliado su programa de soporte y capacitación en Arabia Saudí. La empresa ha involucrado a una amplia variedad de socios locales para suministrar materia prima y apoyar la instalación local de sus rastreadores en plantas de toda la región.

Anteriormente, a Nextracker colaboró com ACWA Power y Larson & Toubro em la planta de energía solar Sudair (906 MW) para suministrar seguidores solares inteligentes, impulsando la generación de energía para esas plantas.

Dan Shugar, fundador y CEO de Nextracker, dijo: «Es un honor colaborar nuevamente con ACWA Power y Larsen & Toubro en otro proyecto significativo en la región. Nuestra asociación con estos dos líderes de la industria ha contribuido enormemente al compromiso local de Nextracker, donde más de 10 GW de rastreadores solares ya han sido o están siendo instalados en toda la región MEIA, países en rápido crecimiento en el mercado de energía solar. Estamos seguros de que Nextracker contribuirá significativamente a la planta Al Kahfah, lo que se traduce en otro ejemplo del liderazgo del gobierno saudí en la transición energética y el uso de la tecnología solar, impulsando la transición hacia las energías renovables en la región.»

Marco Arcelli, CEO de ACWA Power, agregó: «Estamos ansiosos por la implementación de esta nueva planta para garantizar la entrega continua de energía limpia y de bajo costo para familias y empresas. Nuestras asociaciones con proveedores de tecnología como Nextracker son esenciales para apoyar nuestro papel en el ambicioso Plan Nacional de Energías Renovables de Arabia Saudí, que tiene como objetivo aumentar la participación de las energías renovables en la matriz energética del país al 50% para 2030.

«Bharathi Kumar, Gerente General (Renovables Internacionales) de la Construcción Larsen & Toubro, dijo: “Las soluciones de Nextracker ofrecen una gran flexibilidad para configurar sistemas de seguimiento solar en los lugares del proyecto para un rendimiento premium. Los componentes preensamblados, la arquitectura de una sola fila y la compatibilidad con la limpieza robótica garantizan operaciones y gestión eficientes a lo largo del ciclo de vida de cada proyecto. El diseño robusto de Nextracker con especial énfasis en la ingeniería del viento hace que sus rastreadores sean más adecuados para la región.”

Sobre el NX Horizon-XTR™ 

El NX Horizon-XTR, una nueva versión del líder en la industria de rastreador solar inteligente NX Horizon, se adapta al terreno natural, generando una serie de beneficios, como:

Eliminación de movimiento de tierras de desmonte y terraplén;
Reducción de la longitud de las estacas;
Facilitación de la obtención de licencias;
Disminución de los impactos ambientales.

Este nuevo sistema de seguimiento solar inteligente también contribuye a acelerar los cronogramas de construcción del proyecto, ayudando a ahorrar tiempo y dinero.

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Compromiso verde: Bayer y Genneia firman importante acuerdo de provision de energia renovable

Con el objetivo de seguir potenciando sus prácticas sustentables, Bayer, la empresa mundial especializada en salud y nutrición, llegó a un acuerdo estratégico con Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, para abastecer al 50% de energía limpia a sus plantas de Pilar.

De esta forma, sumado al resto de sus fuentes de suministro, alcanzará un 75% de abastecimiento de fuentes renovables.

Con más de un siglo de innovación en el país, la división de Salud de Bayer cuenta con sus dos plantas de producción en Pilar, Provincia de Buenos Aires.

Por un lado, se encuentra la Planta 1, que abarca la producción de analgésicos y hormonales, y por el otro, la Planta 2 que concentra la manufactura de productos vitamínicos de la empresa.

Dichas operaciones son responsables por el suministro de 2.500 millones de comprimidos a 12 destinos de Latinoamérica y Asia, con los más altos estándares de calidad, certificados por las entidades regulatorias más prestigiosas.

La nueva alianza entre las compañías se enmarca a través del sistema privado Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), estableciendo un contrato de provisión de energía verde para ambas plantas por un período de 7 años, iniciando el 1° de mayo de 2024. La energía renovable será suministrada desde un pool de activos de Genneia, conformado por parques eólicos y solares de la compañía.

Bayer ha asumido un firme compromiso en la reducción de su huella de carbono, trabajando con determinación para lograr la neutralidad de carbono para el año 2030, estando alineados con los ODS y con el Acuerdo Climático de París. Es así, que su objetivo central es lograr retornos a largo plazo y generar un impacto positivo para la sociedad y el medio ambiente.

En Bayer entendemos que la Sustentabilidad es una condición para desarrollar el negocio, y el compromiso de Planta Pilar con la reducción de la huella de carbono es una muestra de ello. Gracias a este acuerdo de largo plazo el 75% de nuestro consumo energético provendrá de fuentes renovables, avanzando decididamente a nuestro objetivo de 100% de energía verde en el corto plazo”, expresó Daniel Bettinelli Site Head de Bayer Planta Pilar.

Por su parte, Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad | ESG de Genneia agregó: “Estamos orgullosos de poder brindar energía

verde a una de las compañías de salud y agro líderes a nivel global y acompañarlas en este proceso. Esta acción nos permite continuar avanzando en un cambio cada vez más sólido en materia de energías renovables para descarbonizar los procesos industriales”.

Estas soluciones buscan preservar, restaurar y gestionar eficazmente los ecosistemas naturales para capturar y/o evitar emisiones de CO2 al ambiente.

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La estrategia de seguridad de la batería Growatt APX

A medida que avanza el desarrollo de las energías renovables, aumenta el número de sistemas de almacenamiento en baterías que se instalan en los hogares. Aunque estos sistemas contribuyen a la sostenibilidad y la independencia energética, los posibles problemas de seguridad asociados a ellos han empezado a captar la atención de los consumidores.

Una de las principales preocupaciones es el riesgo de fuga térmica. Las características químicas únicas de las baterías de litio, unidas a su capacidad de almacenamiento de alta densidad energética, las hacen susceptibles de sufrir incendios y explosiones cuando se utilizan o dañan de forma inadecuada.

El principio que conduce al desbordamiento térmico de las pilas se muestra en la siguiente figura:

Figura 1: Principio del desbordamiento térmico de la batería

Entre ellas, la causa principal del desbordamiento térmico en los sistemas de almacenamiento de baterías residenciales puede atribuirse a diversos factores eléctricos, como la sobrecarga, la sobretensión y los cortocircuitos.

Para hacer frente a este problema, es crucial que tanto fabricantes como consumidores den prioridad a una tecnología de baterías de alta calidad que incorpore funciones de seguridad avanzadas.

Como excelente fabricante en el área de las energías renovables, Growatt ha desarrollado una estrategia de seguridad integral desde el nivel de célula de batería individual hasta el nivel de sistema global. Este libro blanco pretende ofrecer una visión general de las medidas de seguridad implementadas en el sistema de baterías APX.

Figura 2: Diseño de la batería Growatt APX

Estrategia de seguridad a nivel de celda

La célula de la batería es el corazón del sistema de baterías, y su seguridad es fundamental para garantizar la fiabilidad y seguridad generales de la solución de almacenamiento de energía.

En la seguridad de la celda de la batería influyen tres factores principales: el sistema químico de la celda de la batería, la calidad de producción de la celda de la batería y la supervisión de la temperatura en tiempo real durante el funcionamiento.

Química de las baterías:

En la actualidad, dos sistemas químicos de baterías muy populares son las baterías de Litio Ferro Fosfato (LFP) y las de Níquel Cobalto Manganeso (NCM). Como puede observarse en los gráficos de las características de las dos baterías que figuran a continuación, la batería NCM  tiene una mayor densidad de energía, y la batería LFP presenta una mayor estabilidad térmica, seguridad y vida útil. seguridad y duración.

Al mismo tiempo, las baterías LFP generan menos calor de reacción que las baterías NCM durante los procesos de carga y descarga.

Teniendo en cuenta estos factores, el sistema de baterías APX de Growatt ha elegido el material LFP como química celular. Esta decisión tiene su origen en dar prioridad a la seguridad y la fiabilidad general del sistema de baterías durante funcionamiento.

Figura 3: Características de las células LFP y NCM

Adquisición de baterías

El compromiso de Growatt con la seguridad y la fiabilidad de sus soluciones de almacenamiento de energía se ve subrayado por su colaboración a largo plazo con uno de los principales proveedores de baterías de China. Esta asociación estratégica está diseñada con un objetivo claro: garantizar la alta consistencia de cada célula de batería y minimizar los defectos durante el proceso de fabricación.

Además, antes de la producción de los módulos, Growatt comprueba los parámetros de las celdas para garantizar la consistencia en cada módulo de batería. El enfoque en la consistencia y el control de calidad se extiende desde las celdas individuales todo el módulo de la batería, haciendo hincapié en la seguridad de la batería.

Control de la temperatura de las celdas en tiempo real

La temperatura de las celdas es un parámetro crítico en los sistemas de baterías, ya que las altas temperaturas pueden provocar fugas térmicas y plantear graves riesgos para la seguridad. El sistema de baterías APX incorpora 8 sensores de temperatura de alta sensibilidad para controlar la temperatura de cada célula en tiempo real (un sensor por cada célula adyacente).

En caso de que se detecten temperaturas anormales durante el funcionamiento, el sistema de baterías desconecta inmediatamente el sistema para evitar un mayor calentamiento de las celdas de la batería.

Funciones de protección del sistema eléctrico

Supervisión de la corriente y la tensión del sistema

La implementación de sistemas de gestión de baterías (BMS) independientes para cada módulo de batería en el sistema de baterías APX es un elemento de seguridad clave. APX es una característica de seguridad clave. Cada módulo de batería del sistema de baterías APX está equipado con su propio BMS dedicado, que proporciona aislamiento y autonomía para las funciones de supervisión y control.

Figura 4: Sistema BMS independiente para cada módulo de batería

El BMS supervisa continuamente parámetros del sistema como la corriente y la tensión. Cuando la corriente supera el rango de seguridad, el módulo de batería puede desconectarse del sistema para evitar un funcionamiento anómalo posterior.

Además, el aislamiento de los módulos problemáticos minimiza el impacto en el sistema global, permitiendo que los módulos no afectados sigan funcionando con normalidad.

Además, el módulo de batería APX también está equipado con un fusible, que puede evitar que el cortocircuito de la batería se deteriore y se convierta en una fuga térmica de la batería en condiciones extremas de cortocircuito.

Transformador de aislamiento entre el BMS y el puerto de salida de la batería

En comparación con los sistemas de baterías convencionales, Growatt APX integra no sólo un BMS en cada módulo de batería, sino también un transformador de aislamiento para garantizar que no se produzca una conexión directa entre la célula interna y el puerto de la batería. La energía y la información pueden intercambiarse a través de ondas electromagnéticas.

Figure 5: Isolation transformer design

Este diseño garantiza la seguridad de la instalación y el mantenimiento para el instalador debido a la presencia de 0 V en el puerto de la batería.

Además, puede proteger las células de la alta tensión del lado del inversor para evitar el desbordamiento térmico.

Figura 6: 0 V en el puerto de la batería durante la instalación

Cuando finalmente se produce una situación crítica, la siguiente estrategia de diseño de protección puede ayudar a reducir el riesgo de exposición al fuego y expansión.

Protección de la estructura mecánica

La batería Growatt APX dispone de un diseño de protección IP66 y puede adaptarse a diversas circunstancias de instalación.

Al mismo tiempo, el diseño del nivel de protección IP66 proporciona un entorno de protección completamente sellado para el interior de la batería. Un espacio completamente cerrado puede proporcionar las siguientes protecciones:

a- Este espacio cerrado sirve como protección integral, impidiendo la entrada de oxígeno para bloquear eficazmente la combustión con llama abierta.

Figure 7: IP66 isolation design

 

b- Encierra el gas de alta temperatura y el humo generado por el desbordamiento térmico de la célula en el interior de la batería al máximo para evitar la propagación de la alta temperatura y minimizar el riesgo de incendio. (Nota: Basándose en el fenómeno de prueba de UL9540A, la alta temperatura derretirá la tira de sellado y el humo se propagará al exterior).

Figura 8: El gas y el humo a alta temperatura se encierran en un módulo

Certificados del sistema de baterías Growatt APX

Certificado de nivel de célula:

UL 1642: Reconocida internacionalmente como norma para evaluar exhaustivamente la seguridad y fiabilidad de las baterías de litio en diversas condiciones extremas.

UL 1642

Certificado de nivel de batería Growatt APX:

ANSI/CAN/UL 9540A:2019: UL 9540A es un método de ensayo utilizado para evaluar los impactos de embalamiento térmico en un BESS. Este informe demuestra que no existe riesgo de fuga térmica del pack de baterías inicializado a otros y no se observaron llamas durante la prueba.

VDE-AR-E 2150-50:2017: Esta es la primera norma de seguridad integral del mundo para sistemas de almacenamiento de energía, que cubre la mayoría de los riesgos de seguridad implicados en los sistemas de almacenamiento de energía, incluida la seguridad eléctrica, compatibilidad electromagnética, seguridad funcional, gestión de la energía, seguridad del transporte seguridad, seguridad de la instalación, gestión del desmantelamiento, etc.

IEC 62619:2017: especifica los requisitos y ensayos para el funcionamiento seguro de las pilas de litio secundarias y baterías secundarias de litio utilizadas en aplicaciones industriales, incluidas las aplicaciones estacionarias.

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Situación actual del Sistema en el marco del fenómeno de El Niño

En XM operamos el Sistema Interconectado Nacional, SIN, y administramos el Mercado de Energía Mayorista, MEM, sumando esfuerzos con los diferentes actores para entregar a los colombianos la mejor energía: confiable, eficiente y competitiva.

A continuación, se presentan las principales conclusiones del más reciente seguimiento a las variables energéticas y al panorama energético nacional hecho por XM:

Hoy los embalses tienen reservas del 33.54 %, 1.08 por debajo del mínimo histórico de los últimos 20 años para el mes de marzo (34.62 % en marzo de 2020) y 1,73 puntos porcentuales por encima del mínimo histórico presentado en abril de 2020 (que estaba en 31.81 %). Lo anterior, entre otros, por los bajos aportes que persisten en lo que va del mes (45,68 % de la media histórica) y el incremento en la demanda en 8,64 % comparado con el mismo periodo del año anterior.

 

Si bien el volumen útil del embalse agregado está 5.43 puntos por encima de la senda de referencia definido en la Resolución CREG 209 del 2020, que es de 28.11 para la fecha, la reducción de los aportes ya empieza a afectar a algunos de los principales embalses del sistema como Guavio con un 7.95%, Riogrande 2 con 8.79% y el Quimbo con 20.66% de su volumen útil.
Continúa la alta exigencia a la disponibilidad del parque térmico y su infraestructura de abastecimiento de combustible. En este sentido, y ante las condiciones actuales, se identifica la necesidad de contar con una generación térmica en valores cercanos a su máxima capacidad (al menos hasta que los aportes lleguen a sus promedios históricos). Por tanto, es fundamental poner a disposición del parque generador térmico la mayor cantidad de gas posible y la logística de combustibles líquidos para la operación del parque térmico.
Para atender la demanda del sistema de energía eléctrica de forma confiable y segura, se requiere gestionar adecuadamente los recursos de generación y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, el consumo eficiente de energía por parte de los usuarios y la no ocurrencia de eventos de baja probabilidad y gran impacto.

Desde XM ratificamos las recomendaciones desde la perspectiva de la operación del Sistema Interconectado Nacional hechas en los diferentes escenarios de análisis y discusión sectorial:

Desde la institucionalidad se debe seguir la promoción del uso eficiente de los recursos por parte de los usuarios y la industria.
Mantener el seguimiento detallado de las variables energéticas por parte de la institucionalidad sectorial y los agentes del mercado. Especialmente, en los embalses que están llegando a sus mínimos históricos o que estén cerca de limitar su operación por restricciones técnicas, ambientales o de otro tipo.
En la medida de lo posible, desplazar los mantenimientos del parque generador térmico, de forma que puedan cumplir con sus Obligaciones  de Energía Firme, OEF, al menos hasta que se recuperen las reservas del Sistema.
Garantizar la libre movilidad de personas, insumos y equipos, el libre acceso a las instalaciones del sector eléctrico (subestaciones y centrales) así como a las de producción y transporte de energéticos primarios.

Para Juan Carlos Morales Ruiz, gerente del Centro Nacional de Despacho de XM: “Según los escenarios supuestos, sin la materialización de eventos de baja probabilidad y gran impacto, la demanda de energía de los colombianos puede atenderse con el uso eficiente de toda la infraestructura eléctrica, contando especialmente con la máxima generación térmica en lo que resta del verano y el uso eficiente de los recursos hidráulicos disponibles.

Desde XM seguiremos trabajando de la mano con el CACSSE, los agentes del mercado y la institucionalidad sectorial, haciendo seguimiento a cada una de las variables del Sistema, para atender la demanda de los colombianos con criterios de calidad, seguridad y confiabilidad durante la estación de verano y hasta que los embalses recuperen sus niveles de promedio histórico. En este sentido, es también muy importante contar con el uso racional de la energía por parte de los usuarios”.

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Sin aviso oficial, el Gobierno aplicó la suba retroactiva de la generación eléctrica para el AMBA

El Gobierno dispuso aplicar de manera retroactiva el incremento en el costo de la generación eléctrica para los usuarios de Edesur y Edenor, sin comunicarlo oficialmente, generando un mayor impacto en las tarifas de luz.

De esta manera, la suba reflejada en las facturas de electricidad para el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) comenzó el 1 de febrero, en lugar del viernes 16, como había anunciado originalmente el Ente Regulador de la Electricidad (ENRE) en las resoluciones que fijaban los aumentos a partir de su publicación en el Boletín Oficial a mediados de febrero.

Sin embargo, el organismo le comunicó a las distribuidoras que la aplicación del incremento debía ser de forma retroactiva al inicio del segundo mes del año. La decisión no fue informada a los usuarios mediante ningún canal oficial, lo que podría derivar en una demanda judicial, ya que los ajustes en las tarifas de los servicios públicos deben ser dadas a conocer mediante una resolución oficial y pública, de libre acceso.

El aumento, correspondiente al componente de mayor costo de las tarifas que es la generación eléctrica, lo define la Secretaría de Energía de igual manera para todo el país, en base a la programación estacional de cómo se abastece la demanda eléctrica en cada trimestre.

Los valores se actualizaron a principios de febrero y rigen hasta fines de abril, con una suba del 117% ($20.460 el MWh a $44.401) para los usuarios de altos ingresos, comercios e industrias, y sin cambios para los hogares de ingresos bajos y medios, pero el área encabezada por Eduardo Rodríguez Chirillo dispuso su entrada en vigencia desde el 16 de febrero, por lo que en los primeros quince días del mes las facturas no debían actualizarse.

Al percatarse de esta situación, el ENRE le comunicó el 11 de marzo a las distribuidoras en una nota, que facturen de manera retroactiva el consumo de la primera quincena de febrero con los valores más altos del precio mayorista de la electricidad, pero no lo hizo de manera pública.

Aunque los ajustes en el costo de distribución no se pueden aplicar de manera retroactiva, desde el Ejecutivo entienden que si se puede hacer con el valor de generación, ya que el cálculo surge de la concurrencia de la demanda estimada y los costos de la oferta con la que se atenderá. De esta manera, el problema de esta decisión radica en su falta de comunicación.

El aumento retroactivo se ejecutó solamente en el AMBA, ya que el resto de las distribuidoras provinciales no recibieron notificaciones de parte de sus entes reguladores. Por lo tanto, las firmas afrontaron la suba de la generación desde el 1 de febrero, sin poder trasladar el mayor costo a sus clientes desde esa misma fecha.

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La deuda con el sistema eléctrico ya ronda los US$ 2.000 millones y el Gobierno busca una salida para pagarla

Es una deuda que crece como bola de nieve. El Gobierno busca cómo saldar las obligaciones que se acumulan todos los meses con el sistema eléctrico, que rondarían los US$ 2.000 millones. 

El Poder Ejecutivo debería cubrir con transferencias la diferencia que hay entre el costo de generación de la energía y el que pagan efectivamente los usuarios, pero no lo está haciendo. 

Esos envíos deberían girarse a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), la empresa que administra el suministro mayorista eléctrico y con las productoras de gas, a través de programas de subsidio como el Plan Gas.

Según la consultora Economía y Energía, en el primer trimestre del año la cantidad de subsidios devengados a estos sectores clave en la cadena de suministro de energía a lo largo del primer trimestre del 2024 fue 71% menos en comparación con el mismo lapso del año pasado.

“En el primer trimestre se devengaron subsidios al sector energético por 666 millones de dólares, un 71% menos que en idéntico período del año anterior. La retracción de los subsidios dirigidos al sector energético durante el primer trimestre de 2024 condujo a un aumento de la deuda del Estado Nacional con los generadores de energía eléctrica y los productores de gas natural, entre otros”, plantearon desde esa consultora.

Esas obligaciones se van acumulando y ponen presión sobre las cuentas fiscales del Estado nacional, que puede abultar la cuenta de deuda flotante compuesta por pagos atrasados que consta de la diferencia entre los gastos devengados y los que son efectivamente pagados, lo que implicaría un compromiso que en algún momento del año tiene que saldar. 

Otra opción es que el Ministerio de Economía emita un bono del Tesoro para otorgar a esos acreedores.

El título del Tesoro le permitiría evitar el uso de presupuesto que presione el déficit primario, aunque la emisión de un bono a las empresas y que devengue intereses en el tiempo podría incrementar la carga financiera futura.

En el primer trimestre del año la cantidad de subsidios devengados a estos sectores clave en la cadena de suministro de energía a lo largo del primer trimestre del 2024 fue 71% menor que en comparación con el mismo lapso del año pasado

En el Gobierno aseguran que no se trata de deuda que corresponde a la administración actual, sino que en buena parte se trata de pasivos del mandato anterior, ya que en el caso de Cammesa, por ejemplo, los pagos se realizan a 60 días. 

Ese rezago implica que la deuda de enero y febrero corresponde a los meses de noviembre y diciembre. En marzo, de todas formas, cuando ya se contempla el pago de las transferencias que corresponden a enero, tampoco registró un cambio de tendencia.

El corte casi total de transferencias a Cammesa comenzó a tensionar el mercado energético, que empezó a temer un corte en la cadena de pagos. 

Transener, cuyo principal accionista es el Estado Nacional, había anticipado en marzo que analizaba reclamos administrativos y judiciales para perseguir el cobro de esa deudas que reclaman a Cammesa.

Además, se trata de un sector dolarizado: el salto del tipo de cambio de diciembre abultó todas las cuentas y la sospecha que circula en algunas empresas es que el Gobierno busque algún tipo de quita sobre esos pasivos.

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo considera que Cammesa tiene que volver a ser administradora y que los jugadores del mercado en cada eslabón de la cadena (generación, transporte y distribución) negocien entre ellas por el suministro. 

La deuda flotante creció de un mes a otro, lo que implica que crecen los pagos pisados. Los últimos datos oficiales, que corresponden a febrero, muestran que ese número es de 1,6 billones de pesos, de los cuales unos $900.000 corresponden a gastos postergados que pertenecen al ejercicio 2024, mientras quedan $710.000 millones de 2023.

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MEGSA-ENARSA: Licitación desierta para venta de GNL regasificado a Distribuidoras

El Mercado Electrónico del Gas realizó el martes 9/4 la Subasta solicitada por ENARSA para la venta a Distribuidoras de cargamentos de GNL recientemente adquiridos y regasificados. El MEGSA informó que dicha subasta resultó DESIERTA.

“Por tal razón el volumen en venta para la Subasta para CONSUMIDORES EN GENERAL a realizarse el miércoles 10/04 a las 11 será de 2.500.000 metros cúbicos/día”, se indicó.
Cabe referir que para el GNL regasificado ofrecido por ENARSA se estableció un precio mínimo de ventade 12,90 U$S el MMBTU, que contempla el costo de dichos envíos más los costos operativos asociados.

El lunes 9/4 se realizó entonces la subasta destinada a la Demanda Prioritaria (Distribuidoras), y el martes 10/4 se realizará la subasta destinada a Otros Consumidores en General (Centrales térmicas, Industrias, Comercializadores). Se trata de contratos en condición Firme, en U$S /MMBTU.

Las subastas anunciadas corresponden a la primera remesa, que se prevé ingrese a Escobar el 20 de abril, indicó el MEGSA. El Período de abastecimiento es 22/04 al 14/05.

La modalidad es en sobre cerrado (los compradores no ven las ofertas de los otros oferentes), por volúmenes de compra en múltiplos de 250.000 metros cúbicos día.

La asignación de volúmenes de este gas es según ordenamiento de ofertas de compra por precios de mayor al menor hasta agotar el volumen en venta. De ser necesario se aplicará prorrateo.

Los Agentes de MEGSA participan directamente. Quienes no lo sean deberán hacerse representar por uno que cumpla dicha condición, se indicó.

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Genneia proveerá energía renovable a Bayer en sus plantas de Pilar

. Genneia, compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, acordó con Bayer, la empresa mundial especializada en salud y nutrición, el abastecimiento de energía limpia por el equivlente del 50 % de la demanda de sus plantas ubicadas en Pilar, provincia de Buenos Aires. De esta forma, y sumado al resto de sus fuentes de suministro, Bayer alcanzará a cubrir el 75 % de su consumo con energía de fuentes renovables, se indicó.

Con más de un siglo de innovación en el país, la división de Salud de Bayer cuenta con sus dos plantas de producción en Pilar. Por un lado, se encuentra la Planta 1, que abarca la producción de analgésicos y hormonales, y por el otro, la Planta 2 que concentra la manufactura de productos vitamínicos de la empresa.

Dichas operaciones garantizan el suministro de 2.500 millones de comprimidos a 12 destinos de Latinoamérica y Asia, con los más altos estándares de calidad, certificados por las entidades regulatorias más prestigiosas, se describió en un comunicado.

La nueva alianza entre estas compañías se concreta a través del sistema Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), estableciendo un contrato de provisión de energía verde para ambas plantas por un período de 7 años, iniciando el 1° de mayo de 2024.

La energía renovable será suministrada desde un pool de activos de Genneia, conformado por parques eólicos y solares de la compañía.

Desde Bayer se destacó que la Compañía asumió un firme compromiso para la reducción de su huella de carbono trabajando con determinación para lograr la neutralidad de carbono para el año 2030, estando alineados con los ODS y con el Acuerdo Climático de París.

Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad de Genneia agregó: “Estamos orgullosos de poder brindar energía verde a una de las compañías de salud y agro líderes a nivel global y acompañarlas en este proceso. Esta acción nos permite continuar avanzando en un cambio cada vez más sólido en materia de energías renovables para descarbonizar los procesos industriales”.

Estas soluciones buscan preservar, restaurar y gestionar eficazmente los ecosistemas naturales para capturar y/o evitar emisiones de CO2 al ambiente.

Daniel Bettinelli Director principal de Bayer Planta Pilar, destacó que “en Bayer entendemos que la Sustentabilidad es una condición para desarrollar el negocio, y el compromiso de Planta Pilar con la reducción de la huella de carbono es una muestra de ello. Gracias a este acuerdo de largo plazo el 75 % de nuestro consumo energético provendrá de fuentes renovables, avanzando hacia nuestro objetivo de 100 % de energía verde en el corto plazo”.

Acerca de Bayer

Bayer es una empresa multinacional con competencias clave en los ámbitos biocientíficos de la salud y la alimentación. Con sus productos y servicios, la empresa aspira a ser útil a la humanidad y proteger el medio ambiente contribuyendo a encontrar solución a los principales desafíos que plantean el envejecimiento y el crecimiento constantes de la población mundial.

En el año fiscal 2023, el Grupo empleó aproximadamente a 100.000 personas y tuvo ventas por 47.6 mil millones de euros. Los gastos en I+D antes de partidas especiales totalizaron 5.8 mil millones de euros.

Acerca de Genneia

Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 19 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la generación de energía eólica y el 12 % de la solar. Con la entrada en operación del Parque Solar Tocota III, alcanzó 1.004 MW de energía renovable consolidando su liderazgo en el sector de energías limpias.

Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, la empresa cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y actualmente se encuentra avanzando en la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil, donde se montarán 36 aerogeneradores de última generación con una potencia de 162 MW y que entrará en operación para fines del 2024.

Entre sus tres parques solares, Genneia cuenta además con 220 MW de capacidad instalada, conformados por 520.000 paneles solares.

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Licitación de Suministro: Sólo cinco empresas compiten por 3600 GWh en Chile

La Licitación de Suministro 2023/01 de Chile sólo tuvo el interés de cinco empresas generadoras locales y extranjeras, las cuales presentaron sus ofertas administrativas y económicas en la convocatoria para abastecer las necesidades de energía eléctrica de clientes regulados a partir del 2027 y 2028. 

La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile llevó a cabo el acto en la comuna de Vitacura de la ciudad de Santiago, con el fin de subastar 3600 GWh (1500 GWh en el bloque 1 y 2100 GWh en el bloque N°2). Por lo que finalmente allí manifestaron su interés las siguientes compañías: 

Enel Generación Chile
Inversiones La Frontera Sur SPA
Innergex Energía Renovable
FRV Development Chile
GR Power

Aunque cabe aclarar que las firmas Inversiones La Frontera Sur SPA e Innergex mantienen el mismo parent company, ambas bajo el control de la norteamericana Innergex Renewable Energy, que posee participación mayoritaria en las dos empresas mencionadas. 

Este bajo interés sorprendió dentro del sector energético chileno, principalmente porque había altas expectativas por parte del sector renovable a partir de la serie de cambios a las bases de licitación, tales como el pago de SSCC, la posibilidad de traspasar los costos sistémicos del mercado de corto plazo, la segmentación en bloques zonales (que se subdividen en tres Bloques de Suministro Horario) y la incorporación de un incentivo directo a medios de almacenamiento y de generación renovable con capacidad de regulación (hasta USD 15 MWh para cada bloque horario).

Tal es así que a comienzos del llamado se especuló con que se pudiera superar el récord de 84 propuestas del 2015, y hasta de la propia Comisión Nacional de Energía recientemente aseguraron que encaraban el proceso con “prudente optimismo” (ver nota). 

Pero no sólo no se alcanzó tal cifra histórica sino que también por detrás de las magras presentaciones del 2022 con sólo un tercio de los interesados de dicho año (en aquel entonces hubo 15 oferentes). E incluso, es la convocatoria de esta índole con menor cantidad de participantes desde la Licitación de Suministro 2013/01 (ese año hubo 2 interesados y finalmente se declaró desierta).

Próximos pasos

De acuerdo con el programa definido en la Licitación de Suministro 2023/01, la apertura y evaluación de las ofertas administrativas de la convocatoria de suministro de 3600 GWh deberá realizarse a más tardar el miércoles 10 de abril (día hábil siguiente a la presentación). 

Pero la fecha de dominio público de esas actas recién será el jueves 18 de abril del corriente año y la exposición de rectificaciones a las ofertas Administrativas una semana después (25 de abril); para luego, el jueves 2 de mayo, efectuar la apertura e inspección de sobres económicos, con el detalle de las nueve empresas interesadas y los precios bloque por bloque.

Mientras que el 8 de mayo se llevará a cabo el acto público de adjudicación de dichas ofertas en caso de finalizar en primera etapa. Caso contrario, se procederá a una segunda etapa de subasta, con presentación de ofertas económicas el lunes 13 de mayo y su asignación al día siguiente. 

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El negocio minero del futuro que junta millones en inversión: de qué se trata

Las dificultades técnicas y los costos elevados hacen que, por ahora, las mineras espaciales no embolsen minerales sino financiamiento de inversores. Un pequeño fragmento del Piguem Nonralta descansa sobre el escritorio de Matt Gialich. Esta esfera metálica del tamaño del hoyo de una rosquilla fue descubierta en la Argentina en 1576 cuando los conquistadores españoles buscaban mineral de hierro y se toparon con los restos esparcidos de una lluvia de meteoritos de hace 4000 años. Piguem Nonralta es el nombre que los indígenas daban a los cráteres causados por asteroides, y quiere decir «campo del cielo». Gialich, el emprendedor de […]

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El Consejo Empresario y Profesional de San Juan se presentó como institución

La flamante entidad concretó una reunión en el Ministerio de Minería para presentar sus objetivos y la realidad del sector. Fueron recibidos por los ministros Juan Pablo Perea y Gustavo Fernández. El flamante Consejo de Proveedores Mineros se presentó como institución en el Ministerio de Minería. La entidad llevó a cabo una reunión en el organismo para exponer sus objetivos y la realidad del sector. El grupo, compuesto únicamente por los presidentes de cada una de las cámaras de proveedores que lo integran, fue recibido por los ministros de Minería y de Producción, Trabajo e Innovación, Juan Pablo Perea y […]

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FOGAPLaR permite a PyMEs y productores riojanos acceder a créditos del Banco Nación

El Fondo de Garantía de La Rioja (FOGAPLaR) anunció la presentación de créditos a PyMEs y productores en el interior de la provincia, que están disponibles a través del Banco Nación, en un esfuerzo por fomentar la actividad productiva en la provincia. Los detalles de esta iniciativa fueron explicados por la vicepresidenta del FOGAPLaR, Laura Sabattini. Esta es una línea de financiamiento destinada a productores vitivinícolas, olivícolas y nogaleros de la región, y fue creada específicamente para el aumento de la cosecha por el Banco Nación. La tasa accesible del 59% y la peculiaridad de un único pago a los […]

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Thierry Decoud sobre YCRT: “Hoy el DNU está vigente para convertirla en una Sociedad Anónima”

El interventor de YCRT, Thierry Decoud, brindó una entrevista a fondo donde trazó la hoja de ruta de la empresa. El funcionario habló de la posibilidad de convertirla en una Sociedad Anónima y sobre la privatización. El Grupo La Opinión Austral entrevistó al actual interventor de YCRT, Thierry Decoud, en su paso por la Cuenca Carbonífera y Río Gallegos y dio a conocer cuál es la hoja de ruta para la minera emblema de Santa Cruz. Con el DNU vigente, la empresa estatal se transformaría en una Sociedad Anónima, pero el debate pasa por otras alternativas en las que el […]

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Vaca Muerta: Neuquén monopoliza las inversiones mientras Mendoza empieza a explorar sus territorios

Los pozos exploratorios fuera de la provincia neuquina no son prioritarios ni para YPF, que inició la venta de 55 áreas, ni para las petroleras privadas más grandes. Cuáles son sus proyecciones. Desde su descubrimiento en 2010, el reservorio hidrocarburífero de Vaca Muerta ha atraído inversiones por miles de millones de dólares, convirtiéndose en un punto focal para la industria energética y un motor clave para la economía argentina, sobre todo de la provincia de Neuquén. Prácticamente el 100% de las inversiones hundidas por las empresas hidrocarburíferas se han volcado sobre suelo neuquino, dejando relegadas a dos provincias que tienen […]

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Vaca Muerta: YPF venderá siete áreas petroleras

El plan de desinversión de campos maduros de la petrolera estatal se avanza con el propósito de reactivar la actividad en manos de operadoras más pequeñas. YPF mantuvo su plan de inversión en áreas maduras, comercializando un total de 55 áreas convencionales que superaron su nivel de producción. La compañía estatal encargó al Banco Santander, que ya envió la documentación necesaria a las empresas interesadas en adquirir los campos, la gestión del proceso. Se venden seis áreas en la provincia de Neuquén, además de dos campos en Río Negro y otros en Mendoza, Chubut y Tierra del Fuego. En el […]

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Existen tres tasas viales que, desde CECHA, se erradican completamente

Las cámaras del comercio de hidrocarburos eliminaron con éxito tres aranceles en los municipios belgas y erradicarán otros. En tres municipios bonaerenses, la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA) celebró este lunes 4 de agosto la eliminación de los impuestos viales, que eran considerados «una doble imposición tributaria» y aumentaban el valor de los combustibles. Tasa Vial Algunos municipios cobran impuestos de transporte cuando una persona transporta mercancías inflamables dentro de esos distritos; como resultado, las estaciones de servicio imponen este impuesto cobrando por la carga, lo que genera malestar a los […]

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Ponen en marcha en Australia baterías comunitarias para el almacenamiento del excedente energético generado por paneles solares en los tejados de las casas

La instalación de la batería comunitaria, realizada en colaboración con Ventia y Acacia Energy y con el apoyo de la compañía local de servicios públicos CitiPower y del gobierno de Victoria, tiene como fin optimizar el excedente energético generado por paneles solares en los tejados de las viviendas del área para su uso durante las horas pico de la tarde, cuando la demanda de energía alcanza su máximo. Qué son las baterías comunitarias Las baterías comunitarias de la Yarra Energy Foundation son unidades de almacenamiento de energía a escala media, diseñadas para un vecindario, que permiten a la comunidad acceder […]

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Vaca Muerta: un hito que demuestra el potencial de la Argentina para abastecer de energía sustentable al mundo

Vista, el segundo operador de petróleo no convencional en la Argentina, está marcando un hito en el sector a nivel nacional al electrificar su primer equipo de perforación de Vaca Muerta con energía renovable. Este movimiento estratégico no solo impulsa su objetivo de producción, sino que también demuestra su compromiso con la sostenibilidad ambiental. De esta forma, allana el camino hacia un futuro más limpio en la industria petrolera. Al mismo tiempo que reduce la huella de carbono en todas sus operaciones, la compañía proyecta producir 100.000 barriles diarios de petróleo equivalente para el año 2026. Electrificación: un paso hacia […]

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Mercado Pago, Ualá o Naranja X: qué billetera virtual paga más en abril tras los cambios en las tasas de interés

Las billeteras virtuales ofrecen atractivos rendimientos diarios en pesos. Este es el ranking de tasas que pagan Mercado Pago, Naranja X, Ualá, entre otras. En el contexto económico actual de Argentina, las billeteras virtuales están emergiendo como una opción cada vez más atractiva para los inversores, en gran parte debido a la disminución de las tasas tanto en los tradicionales Plazos Fijos como en estas plataformas digitales. Estas últimas ofrecen actualmente un rendimiento anual promedio del 69%, cifra comparable a la de los Plazos Fijos, pero con la ventaja de permitir el retiro de fondos en cualquier momento, lo que […]

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Biden podría levantar las restricciones a la venta de GNL

Los mercados esperan con impaciencia una decisión de la Casa Blanca que podría hacer que se levante la prohibición de nuevos proyectos de exportación de GNL mientras que Joe Biden busca la aprobación republicana para un amplio paquete de ayuda a Ucrania, según un cable de la agencia Reuters.

Reuters informó que la Casa Blanca estaba considerando revertir su decisión de finales de enero de pausar nuevos proyectos de exportación de GNL, y dos fuentes anónimas de la Casa Blanca dijeron que levantar la prohibición podría ser recompensado con la aprobación del Congreso para nueva ayuda a Ucrania en su conflicto con Rusia.

La posibilidad de tal compensación se sugirió durante una entrevista del domingo transmitida por Fox News con el presidente republicano de la Cámara de Representantes de Estados Unidos, Mike Johnson, quien indicó que sería más probable que el Partido Republicano apoyara a Ucrania en caso de una reversión del acuerdo.

“PAUSA” DEL PROYECTO DE GNL.

Queremos tener exportaciones de gas natural que ayuden a desfinanciar el esfuerzo bélico de (el presidente ruso) Vladimir Putin allí”, dijo Johnson a Fox News.

La administración Biden detuvo la aprobación de permisos para nuevos proyectos de exportación de GNL en enero, citando incertidumbre sobre las perspectivas del suministro estadounidense a partir de finales de la década de 2020 en adelante. El año pasado, Estados Unidos superó a Qatar y se convirtió en el mayor exportador de GNL del mundo. Ahora, Qatar está intensificando la inversión y el desarrollo, apuntando a un aumento del 85% en su capacidad de exportación de GNL para 2030, mientras busca dominar el mercado. A principios de este año, Qatar dijo que estaba agregando otro importante proyecto de expansión de GNL a sus dos proyectos en curso, y ahora continúa con el proyecto North Field West, después de perforar pozos de evaluación en el campo de gas natural más grande del mundo, el North Field que comparte con Irán. y encontrar “enormes cantidades adicionales de gas” en el campo. El domingo, QatarEnergy dijo que había firmado acuerdos de fletamento por tiempo a largo plazo (TCP) con cuatro armadores internacionales para la operación de 19 nuevos buques de GNL de tamaño convencional, lo que eleva el total de buques fletados a largo plazo para exportaciones de GNL a 104.

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Arpel en Cartagena de Indias, oportunidades para una transición justa

“Que se respete a cada país de nuestra región su derecho a elegir su propio rumbo y ritmo de transición, en función de su punto de partida en cuanto a matriz energética y desarrollo socioeconómico”, planteó Carlos Garibaldi, Secretario Ejecutivo de la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (Arpel), en la inauguración de la Semana Arpel-Naturgas, que inició hoy y se extenderá hasta el 12 de abril en Cartagena de Indias, Colombia.

Durante cinco días, expertos internacionales en temas energéticos, altos ejecutivos de las principales empresas de petróleo y gas de la región, y autoridades gubernamentales y regulatorias de distintos países, tienen la oportunidad de dialogar sobre los temas que rigen la sostenibilidad de la industria de petróleo y gas, durante y post transiciones energéticas.

En ese marco, la primera jornada fue de amplio análisis enfocado en encontrar respuestas de cómo la región va a encaminar el proceso de transición energética, en un contexto donde el 34% de los hogares aún utilizan leña o carbón.

Alcanzar la transición no supone poner en riesgo la seguridad energética”, dijo Alejandro Stipanicic, Presidente del Directorio de Arpel, quien recomendó “no tomar recetas que vienen de otros lados”, y que se deben utilizar todos los recursos disponibles con modelos flexibles y adaptables.

La discusión sobre la transición energética aún está en proceso de maduración en la región latinoamericana y del Caribe, empujada principalmente por las disposiciones del Acuerdo de París y los avances tecnológicos.

Luz Stella Murgas, Presidenta de Naturgas, reflexionó acerca del reto que significa para la región el avanzar en el propósito. “Juntos podemos lograr una verdadera transición energética justa”, aseguró, a tiempo de recomendar la necesidad de que “América Latina necesita ser constante para asegurar una transición que llegue a los hogares”.

“Hagamos una transición energética a la latinoamericana”, complementó Frank Pearl, Presidente Ejecutivo de la ACP, al apuntar que este proceso no es solamente energético, sino también económico y social.

VISION GLOBAL Y CONTEXTO LATINOAMEIRCANO

“Cada país tiene una historia única, recursos y oportunidades y un mix energético diferente”, analizó Rebecca Gaghen, Jefa de División para Europa, Medio Oriente, África y América Latina de la International Energy Agency (IEA), en una presentación magistral en la que planteó que “la producción de petróleo seguirá creciendo en la región” con Guyana y Brasil a la cabeza, en un continente que representa sólo el 5% de las emisiones de gases de efecto invernadero.

Sin embargo, la transición energética en América Latina enfrenta muchos desafíos, que también ocurren en otras regiones del planeta, sostuvo la especialista durante su exposición, en la que, entre otras cosas, planteó que “el mundo todavía enfrenta graves vulnerabilidades en materia de seguridad energética, pero también tiene más herramientas que nunca para cambiar las perspectivas de la energía global”.

En ese sentido, la IEA considera que el petróleo y el carbón tendrán un peak de demanda alrededor de 2030 para después comenzar a descender, impulsado por las diferentes fuentes alternativas.

El enorme auge de tecnologías de energía limpia, como los vehículos eléctricos y la energía solar fotovoltaica, combinado con un reequilibrio de la economía de China hacia un modelo de desarrollo más limpio, cambia la trayectoria del sistema energético mundial”, aseguró.

En una visión optimista sobre las perspectivas regionales, dijo que el desarrollo de las energías renovables en América Latina y el Caribe ha reducido la dependencia de las importaciones de combustibles fósiles y “ha fortalecido la seguridad energética, y la región ahora está bien posicionada para prosperar a medida que el mundo avanza hacia una era de energía limpia”.

En ese marco, expresó que la transición energética para América Latina y el Caribe, representan sobre todo una oportunidad para contar con energía limpia, incluyente y asequible, y así también, la posibilidad de generación de 1 millón de empleos y contribuir a la economía formal.

En el evento se habló sobre las perspectivas respecto a las transiciones energéticas justas en la región y de la necesidad de combatir el cambio climático, cerrar las brechas de pobreza energética y de desigualdad social.

Nuestra región posee una combinación energética única, con oportunidades significativas en el ámbito del gas natural y las energías renovables”, planteó Raquel Campos, Gerente de Descarbonización de Petrobras.

Por su parte, David Riaño, Vicepresidente de Soluciones de Bajas Emisiones de Ecopetrol, analizó tres oportunidades que brinda el reto de la transición: riqueza energética, crecimiento regional y cooperación entre países.

A su turno, Santiago Ferro, Gerente de Transición Energética de ANCAP, la empresa petrolera estatal de Uruguay, afirmó que “no debemos subestimar el desafío que significa la transición energética” en un contexto en que la matriz regional está dominada en un 80% por combustibles fósiles. “La transición debe ser responsable, complementarse e incluso competir”, planteó.

Mike Howard, Presidente del Directorio Global del Consejo Mundial de Energía (WEC), concluyó que “lo más importante es tener una discusión constructiva acerca de la transición energética”.

DESCARBONIZACION DEL TRANSPORTE

La primera jornada de la Semana Arpel-Naturgas 2024, tuvo como cierre un panel especializado en el análisis de la descarbonización en el transporte con la participación de representantes del sector de la aviación, el transporte terrestre y marítimo, del área de refinación y del GNL.

Los panelistas coincidieron en la necesidad de establecer una hoja de ruta a mediano y largo plazo en materia de descarbonización, poniendo énfasis en los aspectos técnico-financieros, regulatorios y sobre todo en la eficiencia. “La transición debe ser lo más eficiente posible”, planteó Alejandro Vago, Director de Refinación de Raízen.

Asimismo, un consenso percibido fue que el gas natural es el combustible de transición, debido a su disponibilidad y a su menor grado de emisiones en el transporte.

En tanto, en el sector de la aviación, los desafíos son aún mayores, dado que el cambio de matriz energética significa también “cambiar la manera de volar, cambiar la infraestructura e incluso las pistas de aterrizaje”, manifestó Guilherme Goulart, de IATA Colombia.

La Semana Arpel-Naturgas 2024, continua este martes 9 con cinco paneles y dos presentaciones magistrales en el Centro de Convenciones Cartagena de Indias, Colombia, en el marco de su temática central “Impulsando transiciones energéticas justas para América Latina y el Caribe”.

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Expectativas: Los principales stackeholders analizarán inversiones en renovables en FES México

Future Energy Summit (FES), la plataforma de eventos organizada por Energía Estratégica e Invest in Latam, convocó a destacadas figuras del sector energético para participar de su primera edición en México.

En encuentro previsto para el lunes 22 de abril en el hotel Marriott Mexico City Reforma contará con ocho paneles de debate del que participarán más de 40 disertantes de alto nivel.

ASISTIR A FES MEXICO

Será una jornada de intenso debate en torno a temas de gran relevancia, tales como la visión de CEOs sobre el futuro energético de México, las prioridades de política energética que deberán haber ante una nueva administración de gobierno e impactos de una nueva ola de nearshoring.

Todo aquello despierta enormes expectativas para saber cómo se moverá el mercado en el sexenio entrante, ya que hay mucho interés en impulsar nuevas inversiones en tecnología eólica, fotovoltaica y el almacenamiento energético en baterías e hidrógeno verde.

Sungrow junto a JA Solar, Huawei y Seraphim son cuatro gigantes de la industria que confirmaron su participación como Platinum y Diamond Partner, respectivamente.

En tanto que Trina Solar y Solis asistirán como Gold Partner; Longi como Silver Partner; y, como Bronze Partner, los seguirán Risen Energy, Canadian Solar, Black & Veatch y ZNShine Solar.

Además, estarán presentes Jinko Solar, Telener 360, Wärtsilä, GLC, Diprem Global Services, Growatt, Alurack, Raveza y AtZ Investment Partners.

ASISTIR A FES MEXICO

Aquello no sería todo. También se contará con el apoyo de aliados estratégicos como la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltáica A.C. (AMIF), el Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF), la red Mujeres en Energía Renovable Latinoamérica (MERL), Mujeres en Energía Renovable México (MERM) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

No se pierda la oportunidad de asistir, aún hay entradas disponibles para acceder a los salones de conferencias y espacios de networking donde podrá pactar reuniones y explorar sinergias y nuevos negocios sostenibles.

Ya confirmaron su participación:

Gerardo Pérez – CEO – EDF México
Alejandro Peón Peralta – Country Manager – Naturgy México
Felisa Ros – CEO México & Latam – Engie
Dario Leoz – Director General – Tuto Power
Hector Nuñez – North Latam Head of Sales – Sungrow
Victoria Sandoval – Sales Manager – JA Solar
Itzel Rojas – Senior Sales Manager México & Chile – Seraphim
Álvaro Villasante – Vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación – Grupo Energía Bogotá
Gastón Fenés – Co fundador y periodista – Future Energy Summit
Danilo Pacavita – Product & Solution Manager Mexico & Caribbean, Utility Business Group – Longi
Sergio Rodríguez – Chief Technology Officer – Solis
Vandy Ferraz – LATAM Product Manager – Risen
Luis Rafael Ordóñez Segura – CEO – Telener360
Jose Antonio Aguilar – Director General – Vive Energía
Luis Colín – Technical Sales Manager – Growatt
Jorge Musalem – Director Corporativo de Ingeniería y Proyectos de Infraestructura – CFE
Yolanda Villegas – Directora Legal de Compliance y Relaciones institucionales – Envases
Jose Francisco Castro – Energy Planning Manager – Ternium
Alejandro de Keijser – Director Energía y Sostenibilidad – De Acero
María José Treviño – Directora General – Acclaim Energy México
Romina Esparza Almaraz – Business Development Director – Black & Veatch
Vitor Rodrigues – Director técnico Latam and Iberia – GCL
Georgina Izquierdo Montalvo – Directora – INEEL
Israel Hurtado – Presidente – Asociación Mexicana de Hidrógeno
Sergio Ramírez – Sales Support Manager – Seraphim
Daniel Duque – C&I Manager – Exel Solar
Marco Ricci – Latam Sales Manager – Solis
Francisco Alcalde – Key Account Manager – Sungrow
Ángel Mejia – Presidente – AMIF

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Caputo negociará un bono con petroleras y eléctricas para cancelar una deuda de US$ 2200 millones que se acumuló en el primer trimestre

Generadoras eléctricas y productores de gas intentaron durante las últimas semanas edificar canales de articulación con distintos estamentos del gobierno para resolver el tema que más las preocupa en la actualidad: regularizar la deuda a su favor que se acumuló durante el primer trimestre por la decisión del Estado de no pagar las bonificaciones del Plan Gas y reducir al mínimo las transferencias a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) que se encarga de afrontar los costos de generación y transporte de la electricidad. Hasta el momento, las gestiones realizadas por los privados fueron más bien magras, porque no lograron que el Ejecutivo indique cómo saldará ese pasivo.

Desde que asumió en el Ministerio de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, llevó adelante una especie de default energético, que implicó suspender el pago de la gran mayoría de compromisos y obligaciones que posee el Estado con el sector de gas y electricidad. Esa fue, de hecho, una de las cuatro medidas que, a groso modo, explicaron el superávit fiscal que exhibió el gobierno desde enero. Las otras tres fueron la licuación de jubilaciones y salarios —que se actualizaron muy por debajo de la inflación y devaluación—; el freno de la obra pública, y la ralentización de las transferencias a las provincias.

En materia de energía, Caputo y Rodríguez Chirillo dejaron de pagar a través de Cammesa la remuneración que les corresponde a los generadores por producir energía en centrales térmicas e hidroeléctricas y tampoco están abonando a las petroleras el gas natural que se utiliza en las usinas para generar energía. A la fecha, Cammesa incluso adeuda el pago del gas que consumieron las centrales térmicas en diciembre. Las petroleras tampoco cobraron el gas que vendieron, bajo el paraguas del Plan Gas, a las distribuidoras para cubrir la demanda de hogares, comercios y pequeñas industrias.

Lo que preocupa a los privados no es tanto el pasivo que se acumuló y que muy probablemente se seguirá acumulando en los próximos meses, dado que entienden que migrar hacia un paradigma de libre mercado como al que apunta la administración de Javier Milei llevará tiempo, sino la falta de horizontes para poder interpretar cómo se ordenará el pasado. “Da la impresión que el gobierno tiene poco nivel de detalle sobre la profundidad de las consecuencias que provocará las decisiones que están tomando. Hay un montón de signos de interrogación hacia adelante”, explicaron desde una compañía.

Canje por un bono

Fuentes oficiales consultadas por EconoJournal aseguraron que el Ejecutivo terminará ofreciéndoles a los privados un bono del Tesoro o algún instrumento similar para regularizar el stock de deuda que acumuló, aunque advierten que por ahora el tema no es prioritario. No es una solución desconocida por las empresas: la administración de Mauricio Macri canceló por la misma vía en 2018 un pasivo acumulado con las petroleras durante la gestión de Cristina Kirchner.

La deuda actual con generadores —Central Puerto, Pampa Energía, AES, MSU Energy, Genneia y Albanesi, entre otros— y productores de gas —YPF, TotalEnergies, PAE, Wintershall Dea (que está en proceso de venta a Harbour Energy), Tecpetrol, Pampa y CGC— se ubica en torno a los 2200 millones de dólares. Unos 900 millones corresponden a la deuda con petroleras y el resto es consecuencia de prácticamente no haberle pagado a las generadoras por la electricidad que brindan al sistema a través de Cammesa.

La problemática es mayor porque ese stock de deuda no está congelado. Se acreciente todos los meses cuando el Tesoro no completa el pago de sus obligaciones. El miércoles de la semana que viene, por ejemplo, vencerá el pago de una nueva transacción de Cammesa, que mensualmente ronda los US$ 350 millones. Como las tarifas eléctricas para los hogares de menores ingresos (Nivel 2 según la escala establecida por el gobierno anterior en 2022) y de sectores medios (Nivel 3) siguen muy desfasadas (sólo pagan un 10% del costo real de la energía), el Estado debe cubrir más de la mitad de esa cifra, es decir, unos 170 millones de dólares. Si Caputo repite el modus operandi empleado hasta ahora y deja impago la mayor parte de esa cifra, la deuda trepará por encima de los US$ 2300 millones. Y si el incumplimiento se repite durante los próximos dos meses, orillará los US$ 2500 millones. De ahí la preocupación de los privados.

¿Por qué pese a la suba de tarifas el Estado debe seguir cubrir los costos de generación de energía?

Primero, por la decisión de dejar prácticamente congelado el precio de la energía que pagan los hogares N2 y N3, que representan casi un 65% de los usuarios residenciales de todo el país y abonan menos de $ 4000 por MWh consumido, un 10% del costo real (monómico) del sistema, que ronda los 45.000 pesos. Segundo, porque si bien el gobierno ya aumentó las facturas de electricidad (a mediados de febrero) y de gas natural (la semana pasada), esa mejora aún no termina de impactar en la caja de las distribuidoras, porque el proceso de cobro y facturación de las nuevas tarifas demanda entre tres y cuatro meses. A raíz de eso, muchas distribuidoras siguen sin pagar la totalidad de la factura de Cammesa.

En reuniones con directivos del sector privado realizadas durante marzo, el Secretaría de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, sostuvo que la recomposición de las tarifas contribuirá a reducir los subsidios que el sector energético requiere por parte del Estado, además de restituir la sustentabilidad de la cadena de pagos. Pero, en los hechos, las distribuidoras eléctricas del AMBA, que en enero y febrero prácticamente no le pagaron nada a Cammesa, desembolsarán este mes sólo un 40-50% de la factura de la energía que toman del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Recién estarán en condiciones de pagar el 100% de la factura en unos 45 días.

Patear para adelante

En el gobierno de Mauricio Macri ocurrió algo similar a lo que está pasando ahora. En 2016, durante el primer año de gestión, el entonces ministro de Energía Juan José Aranguren acumuló deuda por no pagar los subsidios del Plan Gas I. Finalmente, en abril 2018 se anunció un plan de pagos para cancelar el equivalente a US$ 1500 millones en 30 cuotas mensuales y consecutivas que recién comenzaron a ser abonadas en enero de 2019. La dilación tuvo una motivación meramente fiscal que ahora vuelve a estar presente.

Fuentes gubernamentales indicaron, no obstante, que antes de avanzar el Ministerio de Economía podría buscar negociar una quita con los privados, pues afirman que no corresponde reconocer una indexación por el tipo de cambio de la deuda, cuando Cammesa absorbió la mayor parte del costo de la devaluación de diciembre ya que está a cargo de la provisión de combustible. Fuentes de las empresas responden, sin embargo, que ese argumento no tiene mucha fuerza porque el Estado adeuda todavía los pagos definitivos del Plan Gas del año 2022. Esa deuda, que está expresada en dólares al tipo de cambio oficial de ese momento, no posee ninguna cláusula de indexación por lo que los privados deberán absorber las pérdidas provocadas por las sucesivas devaluaciones.

, Nicolas Gandini

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Paraguay afina detalles para la publicación del pliego de su licitación solar de 100 MW

El sector energético de Paraguay está a la espera de la publicación del pliego de la licitación internacional para la construcción del primer parque fotovoltaico en Chaco Central que permita diversificar la matriz eléctrica del país. 

La central se ubicará en Chaco Central y tendrá 100 MW de capacidad, pero no se descarta la posibilidad de ampliarla en el futuro o de replicarla gradualmente en la medida que el país tenga necesidad de atender la demanda en el futuro. 

Y si bien se preveía que el pliego licitatorio estuviera listo en el primer cuatrimestre del año”, desde la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) de Paraguay dieron a conocer qué aún restan algunos detalles y diálogos con el gobierno para su publicación. 

“Trabajamos con el nuevo modelo de la ley de fomento a las energías renovables (Ley N° 6977/2022) y la nueva ley de contrataciones públicas, que permite hacer una valoración por dinero. Por ello tenemos que demostrar qué representa un MWh o kWh no suministrado en Chaco Central; es decir, cuánta producción y qué valor econométrico pierde el país y no necesariamente compararlo contra el costo de las hidroeléctricas binacionales”, explicó Jose Vallejos, jefe de la División de Estudios Energéticos de la ANDE. 

“También trabajamos en la tarifa de referencia para ese llamado, porque la ley establece que deberá ser una convocatoria por compra de energía”, afirmó durante un evento internacional realizado en Paraguay.

Cabe recordar que la reglamentación de la Ley N° 6977/2022 habilita que a la ANDE a efectuar licitaciones de esta índole, siempre y cuando los proyectos estén destinados a cubrir la demanda interna conforme a las obras de generación contempladas en su Plan Maestro de Generación de Corto, Medio y Largo Plazo, o sustituir la energía a ser producida por la ANDE. 

Y si bien la normativa marca que los contratos PPA serán de 15 años, desde la Administración Nacional de Electricidad confirmaron que están revisando el período de tiempo y posiblemente haya una modificación en conjunto con el gobierno para extenderlo. 

“Además, en el caso de autogeneración, también permitir que una industria pueda invertir en paneles solares en Chaco y tener separado geográficamente su punto de generación de su punto de consumo”, complementó Vallejos. 

“El gobierno se alineó y meterá esas modificaciones en el Parlamento para que sea más interesante la forma de ofertar la inversión en este tipo de energías”, agregó. 

Previsión a futuro

La ANDE actualizará su Plan Maestro de Generación tras más de tres años desde su última publicación, en la que estimaban añadir cerca de 1300 MW solares hacia el 2040 y la posibilidad de añadir bancos de baterías de 400 MWh para cubrir la demanda nocturna. 

Sin embargo, los planes cambiaron y el jefe de la División de Estudios Energéticos de la ANDE vaticinó que “la potencia fotovoltaica en el nuevo plan asciende a aproximadamente 5400 MW” y que habrá una reducción en los bancos de baterías. 

“Vemos un nuevo plan donde se reducirá la inversión en la mayor parte de los bancos de baterías, ya que utilizaremos un sistema de apoyo, pero vemos la posibilidad de implementar centrales hidroeléctricas de bombeo. En un radio de 11 kilómetros se pueden implementar hasta nueve centrales de ese tipo, de las cuales cada una tendría 840 MW y generaría 15 GWh en ciclos de 18 horas”, especificó Vallejos. 

“La proyección de la demanda al 2040 es que estaríamos duplicando la potencia punta y en abril se publicará ello y el nuevo Plan Maestro de Generación de la ANDE”, aseveró.

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Goldwind Argentina mantiene altas expectativas para el sector renovable con el nuevo gobierno nacional

Las posibles medidas del nuevo gobierno de Javier Milei en Argentina mantienen expectantes a todo el sector energético nacional. Y es por ello que el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina abordó los principales temas de agenda dentro de la industria de las renovables. 

Goldwind, empresa de origen chino líder en la fabricación, instalación, operación y mantenimiento de parques eólicos, fue parte de la cumbre y analizó los aspectos claves para el desarrollo de la energía eólica. 

Fernando Errea, gerente de Ventas de Goldwind Argentina, reconoció que existen muchas expectativas con el cambio de administración nacional dado en diciembre del año pasado, especialmente por la flexibilización y apertura de las importaciones, la cual ha sido premisa de gobierno a lo largo de la pasada campaña electoral. 

“Eso hará viable un montón de proyectos que estaban detenidos, ya sea nuevos o aquellos que ya están en operación y que en los últimos años tuvieron dificultades para importar repuestos y mantenerse operativos en las condiciones ideales”, sostuvo.  

“También hay desafíos respecto a resolver la capacidad de transporte disponible en la redes para tener nuevos proyectos en Argentina”, agregó durante la jornada que reunió a más de 500 líderes de la industria de las renovables de Latinoamérica. 

Es por ello que el especialista de Goldwind Argentina le recomendó a la actual gestión que se apoye en el ámbito privado y las cámaras sectoriales para tener los diálogos necesarios que permitan consensuar futuras medidas y apoyar la transición energética y los objetivos que se pretenden llevar adelante.

“Entendemos que hay situaciones coyunturales difíciles en las transiciones de gobierno pero entendemos que hay un mercado ávido de nuevos proyectos”, afirmó. 

Por otro lado, Fernando Errea mencionó cómo se puede mejorar la eficiencia de las soluciones tecnológicas que ofrecen, considerando que en Argentina hay magra (o directamente no hay) capacidad de transmisión disponible en aquellas zonas con mejor factor de carga para los proyectos eólicos. 

Tal es así que desde Goldwind Argentina trabajan con aerogeneradores de 6 MW hasta 7,5 MW de potencia, con dimensiones de hasta 182 metros de diámetro de rotor, derivado de la “presión” por parte de los generadores para tratar de reducir los costos y encontrar rentabilidad necesaria en ese tipo de proyectos más “marginales”.

“Trabajamos en ofrecer un producto para proyectos que no son lo que eran antes, no tienen la eficiencia por tener el recurso excelso que hay en la Patagonia. Sino que hoy en día hay que buscar la forma de que esos parques sean lo más eficientes posibles, alcancen la rentabilidad esperada y se puedan concretar”, subrayó. 

“La tecnología de eje directo con la que trabajamos es muy confiable y el objetivo es encontrar un equilibrio entre esas cuestiones: costo, confiabilidad y eficiencia en la generación”, insistió. 

Y cabe recordar que en diversas ocasiones recientes, Goldwind se posicionó en el top 3 de centrales eólicas con mejor performance en Argentina (entre sus 350 MW instalados en el país), logrando factores de carga que superaron el 70%; mientras que en el plano internacional ya superó los 100 GW de capacidad eólica instalada y fue el primer fabricante chino de aerogeneradores en alcanzar dicho hito.

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Una interna política en torno a Petrobras podría afectar la posibilidad de que el noroeste argentino reciba gas durante el invierno

Una interna política en el gobierno del Brasil puede afectar la posibilidad de concretar el swap de gas natural para garantizar el suministro en el norte argentino durante el invierno. El presidente Lula da Silva está evaluando pedirle la renuncia al CEO de Petrobras, Jean Paul Prates. Prates había admitido a EconoJournal en el CERAWeek la existencia de conversaciones para liberar al noroeste argentino una parte del gas que Bolivia suministra al Brasil. Su potencial remoción del cargo dejaría al gobierno argentino sin un interlocutor valioso en una conversación multinivel y a contrarreloj que el presidente Javier Milei complicó por motivos ideológicos.

Jean Paul Prates, CEO de Petrobras.

Las versiones sobre una salida de Prates comenzaron a principios de marzo luego de una intervención directa de Lula da Silva para anular un pago de dividendos extraordinarios a los accionistas de la petrolera estatal. Las acciones de Petrobras se derrumbaron 10% el día posterior a la intervención presidencial.

En público ningún funcionario puso en duda la continuidad de Prates, pero las diferencias entre Petrobras y el área energética que conduce el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira quedaron expuestas. La prensa brasileña reveló el fin de semana que Lula había convocado a una reunión de ministros para el domingo por la noche con el objetivo de evaluar la continuidad de Prates.

Pese a la escalada de rumores, el CEO de Petrobras se mostró activo en la tarde del lunes en sus redes sociales, con anuncios relativos a trabajos en refinerías de la empresa. «El trabajo no para», añadió Prates en sus posteos en la red social X.

O trabalho não para (5). Confira as obras da Unidade de Abatimento de Emissões (#SNOX) da Refinaria Abreu e Lima, em Ipojuca, Região Metropolitana do Recife, em Pernambuco, com mais de 1.200 trabalhadores envolvidos. As obras também incluem o Revamp da unidade, que garantirá o… pic.twitter.com/20X1x9B71a

— Jean Paul Prates (@jeanpaulprates) April 8, 2024

Prates también utilizó a Petrobras para responder a una serie de cuestionamientos difundidos por el Ministerio de Minas y Energía en los últimos días. La empresa envió por la noche del lunes las respuestas de Prates en exclusiva a CNN de Brasil.

Swap de gas

La interna política afecta a Petrobras, uno de los actores necesariamente involucrados en la concreción del swap de gas con la Argentina. Energía Argentina (Enarsa), la Secretaría de Energía que conduce Eduardo Rodríguez Chirillo y el Ministerio de Minas y Energía del Brasil ya están conversando sobre el tema, que en el Brasil se presenta como una «ayuda humanitaria» frente a la urgencia de garantizar el suministro de gas para el noroeste del país.

Petrobras podría liberar unos cuatro o cinco millones de metros cúbicos diarios de su contrato con la petrolera estatal boliviana YPFB a partir de julio, según pudo saber EconoJournal. A cambio, Enarsa se compromete a devolver el mismo volumen en forma de GNL.

La demora en la licitación de las obras para la reversión del gasoducto Norte y el declino de los volúmenes suministrados por Bolivia dejó al gobierno sin muchas opciones para garantizar el suministro en el noroeste. Las conversaciones para llegar a un acuerdo ahora son a contrarreloj y entre dos gobiernos tensados por las diferencias ideológicas entre sus presidentes.

Interna política

Lula había convocado a los ministros de Finanzas, Fernando Haddad, de Minas y Energía, Alexandre Silveira, y de la Casa Civil, Rui Costa, el domingo por la noche para discutir la continuidad o salida de Prates, pero la información fue filtrada a la prensa y optó por cancelarla.

Prates quedó en el ojo de la tormenta al no alinearse por completo con la decisión del gobierno de no pagar dividendos extraordinarios. Con el visto bueno de Prates, el consejo directivo de la compañía impulsaba un reparto de dividendos por R$ 43.900 millones, casi tres veces el pago mínimo que Petrobras debe repartir anualmente según el estatuto de la compañía.

Pero el consejo de administración de la empresa, que es controlado por el gobierno, votó en contra de ese reparto de dividendos. Prates se abstuvo de votar, atizando aún más la interna política que mantiene con el ministro Silveira por motivos que exceden este caso puntual. El presidente del Banco de Desarrollo (BNDES), Aloizio Mercadante, es uno de los candidatos para reemplazar a Prates.

, Nicolás Deza

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ZNShine destaca el atractivo de PPAs para la energía solar en Centroamérica y el Caribe

Durante su participación en el reciente evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean, Marisol Neira, directora de Cuentas Clave para América Latina de ZNShine, resaltó la importancia de los Acuerdos de Compra de Energía (PPAs) para viabilizar nuevos proyectos renovables en CA&C.

«Con mucho positivismo vemos que los proyectos que obtuvieron concesiones en República Dominicana y, licitaciones en la región que se están llevando a cabo en mercados como Guatemala, Panamá y Honduras, permiten seguir construyendo proyectos. Por lo que la expectativa es positiva».

Como representante de una empresa fabricante de módulos fotovoltaicos, Neira subrayó el papel crucial que desempeñan los proveedores como ZNShine al proporcionar la tecnología necesaria para cerrar financieramente este tipo de proyectos de energía solar.

Y en tal sentido, destacó que la inversión en investigación y desarrollo ha permitido a la empresa mejorar la eficiencia y reducir los costos de mantenimiento de sus paneles solares, lo que beneficia a sus clientes y al costo total del proyecto.

Además de ver con optimismo que las subastas de energía solar en la región están motivando dar continuidad a la incorporación de nuevos proyectos, generando expectativas positivas en toda la industria, Neira enfatizó que «los PPA también son un instrumento exitoso para la instalación de la generación distribuida».

Al respecto, explicó que los PPAs abren la puerta a que la energía solar crezca también en redes de distribución, superando los desafíos asociados con las limitaciones de las líneas de transmisión, permitiendo la generación y consumo de energía en el mismo sitio. Además, destacó que las regulaciones favorables, incentivos tributarios y la participación de la banca comercial están impulsando aún más este tipo de proyectos.

De acuerdo con Marisol Neira, directora de Cuentas Clave para América Latina de ZNShine, el momento actual es óptimo para el desarrollo de proyectos de energía solar tanto utility scale como en generación distribuida; señaló que los precios se han estabilizado en el mercado y que la especulación sobre un posible aumento ha disminuido, lo que brinda seguridad a los fabricantes y permite una planificación más sólida tanto de generadores como de offtakers.

«En la parte de precios se ha estabilizado muchísimo, llevamos mas o menos un mes con un precio muy estable (…) Así que definitivamente es el mejor momento que estamos viviendo. Todos los fabricantes tenemos capacidades a full. Estamos yo creo que viviendo el mejor momento para desarrollar este tipo de proyectos», consideró.

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Seraphim continúa su expansión en Argentina con los módulos Topcon como punta de lanza

En el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina se abordaron las oportunidades y desafíos para el avance de las energías renovables en la región. Uno de los focos de debate estuvo centrado en cuales son las tendencias más eficientes de la energía solar en las distintas escalas de proyectos.

Durante la feria, en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, José Luis Blesa González, Director de América Latina en Seraphim, fabricante de módulos solares a nivel mundial, brinda detalles sobre la gran apuesta que está haciendo empresa en Argentina, y reveló los avances tecnológicos que están impulsando su crecimiento en la región.

«En los últimos años, Seraphim ha consolidado su posición como líder en el mercado de energía solar tanto en Argentina como en América Latina. Primero comenzó con un enfoque inicial en Brasil, el país más grande de la región, y luego se fue expandiendo estratégicamente a Uruguay, Argentina, Chile, México y Colombia. En la actualidad, sus productos se distribuyen en 28 países de Latam, y abarcan una amplia gama de proyectos, desde instalaciones a gran escala hasta sistemas residenciales y comerciales del segmento de generación distribuida», explica.

De acuerdo al ejecutivo, una de las claves del éxito de Seraphim radica en su compromiso con la innovación tecnológica. Blesa González resalta cómo los módulos solares han evolucionado significativamente en los últimos años, al cambiar el tamaño y la tecnología de la celda lo cual se traduce en mayor eficiencia. En efecto, destaca que los módulos solares han pasado de tener una potencia de alrededor de 330/250 vatios por un área de 2 metros cuadrados a tecnologías más avanzadas, como los módulos Topcon.

«La tecnología TOPCon, una evolución de la tecnología Mono PERC, está ganando terreno gracias a su eficiencia y rendimiento mejorado. Aunque los módulos Mono PERC, aún están presentes en el mercado, su participación está disminuyendo gradualmente. Luego de la TOPCon, la próxima tecnología dominante será la Heterojunction (HJT)», anticipa.

Además de su enfoque en la innovación tecnológica, Seraphim se destaca por su sólida reputación y garantías incomparables en el mercado, brindando a los clientes la tranquilidad y confianza en la durabilidad y fiabilidad de sus sistemas solar

«Seraphim cuenta con el mejor respaldo de garantías del mercado. Ofrecemos una garantía de 30 años en la entrega lineal de potencia y 15 años en la manufactura y mano de obra de sus productos», ratifica.

De esta forma, el experto señala que la expansión continua de Seraphim en Argentina y en toda América Latina subraya su compromiso con el crecimiento sostenible y la adopción de energías renovables en la región. Con tecnologías innovadoras como los módulos Topcon liderando el camino, la empresa está bien posicionada para seguir siendo un actor clave en la transformación hacia un futuro más limpio y energéticamente eficiente.

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Optimum OG consolida su posición en el mercado

BLC Oil & Gas, empresa integrante del grupo BLC Global, ha logrado un hito histórico al concretar la primera venta de su solución Optimum OG a una importante empresa situada en uno de los países con mayor producción de petróleo a nivel mundial. Este logro marca un punto de inflexión en la trayectoria de la empresa, consolidando el esfuerzo y dedicación por ofrecer soluciones innovadoras respondiendo a las necesidades del mercado. 

Optimum OG es resultado de un trabajo interdisciplinario que combina tecnología de última generación con un profundo conocimiento del sector. La solución tiene como propósito potenciar la producción de petróleo y gas mediante la generación de información en tiempo real, obtenida tras el monitoreo, diagnóstico y control del sistema de producción. Esto posibilita que los propietarios de campos petroleros y las empresas operadoras de yacimientos adopten decisiones estratégicas y eficaces que optimicen sus procesos de explotación. 

El éxito de BLC Oil & Gas es el resultado de un arduo trabajo sostenido que comenzó en el año 2016. Esto es producto de la decisión adoptada por la empresa, focalizarse en la optimización de la producción de hidrocarburos, lo que implicó la conformación de equipos multidisciplinarios integrados por expertos de diversos sectores con el fin de desarrollar conjuntamente una solución innovadora con conocimiento experto embebido. Como parte de este proceso, se llevó a cabo una fase de comercialización que se inició con la ejecución de una prueba “Try and Buy” de Optimum OG, optimizando cinco pozos en un clúster ubicado en instalaciones de nuestro cliente. Durante esta prueba, se superaron ampliamente las expectativas, demostrando de esta forma la potencialidad de su solución. 

Mervin Quiñones, Gerente Comercial de BLC Oil & Gas, comentó “Este es un paso muy importante para la compañía. Nuestra solución es una aliada invaluable para aquellas empresas que buscan optimizar su producción”. Además, agregó “Optimum OG fue creado, mejorado y probado en estos últimos 8 años. Nos llena de satisfacción que tanto esfuerzo haya desembocado en este resultado tan significativo”.

Este proyecto, que se termina de concretar implica la optimización de 66 pozos e incluye la instalación de los sistemas de instrumentación para la medición de las variables de proceso, así como la adquisición de los Gateway necesarios para integrar dichas variables con los servidores de Optimum OG.  

Carlos Cerrutti, CEO de BLC Global, expresó “Estamos muy orgullosos de este importante hito. Esta primera venta es un testimonio de la pasión y el compromiso de nuestro equipo por mejorar y optimizar nuestras soluciones”. Además, agregó “El gran diferencial de Optimum OG es que se adapta a las necesidades del cliente, característica que se logra gracias a la flexibilidad de nuestra solución, factor clave para el logro de los objetivos buscados”. 

BLC Oil & Gas tiene una visión clara de la importancia de optimizar la producción de hidrocarburos, razón por la cual, durante el año pasado la empresa estuvo presente en distintos eventos, por ejemplo, en Argentina visitó yacimientos en la Cuenca del Golfo San Jorge, realizó presentaciones técnicas a empresas operadoras y también participó en un evento anual llevado a cabo en la ciudad de Comodoro Rivadavia junto a importantes empresas del sector. En mayo del 2024 participará, por segunda vez consecutiva, en el evento Offshore Technology Conference (OTC) a realizarse en Estados Unidos. Estas instancias, permiten a la compañía visualizar las nuevas tendencias de la industria y fomentar la creación de alianzas con empresas líderes en el mercado, fortaleciendo así su posición como referente en la industria.

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El primer proyecto fotovoltaico de tipo N en Grecia con 62MW de módulos rectangulares es entregado por DAS Solar

El fabricante de paneles solares de primer nivel DAS Solar, en asociación con SmartSun, la empresa líder en diseño y construcción de proyectos fotovoltaicos en Grecia, ha enviado 62 MW de módulos rectangulares de alto rendimiento de tipo N a un proyecto fotovoltaico en Grecia.

Como uno de los países más soleados a nivel mundial, Grecia cuenta con un clima típicamente mediterráneo. Grecia aprobó su primera Ley Nacional de Clima en mayo de 2022, que establece que las emisiones de gases de efecto invernadero deben reducirse en un 55% para 2030, un 80% para 2040 y alcanzar emisiones cero para 2050.

Diseñados con dimensiones óptimas, los módulos rectangulares de tipo N de DAS Solar ofrecen beneficios en eficiencia, producción de energía, procesos de fabricación y transporte, lo que se traduce en costos más bajos de sistemas BOS y un menor LCOE.

DAS Solar está dedicado a la exploración continua y la investigación rigurosa en tecnología de tipo N, superando consistentemente los estándares de la industria en eficiencia de celdas y módulos. A través de la innovación científica y tecnológica continua, DAS Solar ha batido récords mundiales 3 veces en 8 meses en 2023. Equipados con la tecnología de celda TOPCon 4.0 plus de vanguardia de DAS Solar, la eficiencia promedio de producción en masa de DAS Solar ha alcanzado actualmente el 26,55%.

SmartSun fue fundada en 2010 con el principal motivo de crear y ofrecer a la sociedad las mejores soluciones energéticas. Actualmente, la empresa cuenta con una amplia experiencia en la industria en la construcción de proyectos de energía renovable. Se espera que el proyecto produzca 98,844,000 kWh de electricidad al año, contribuyendo al desarrollo sostenible de Grecia y a la transformación de su estructura energética.

Como una de las 10 principales empresas en envíos globales de módulos fotovoltaicos, DAS Solar persigue activamente una misión de bajo carbono a lo largo de todo su ciclo de vida, incluido el suministro de materias primas, los procesos de línea de fabricación, la fabricación de módulos y el transporte.

DAS Solar no solo recibió la certificación ECS Footprint, sino que también ha sido galardonado como la Mejor Empresa en Desempeño ESG de PV Tech para el año 2023 y como Empresa de Gestión de Cadena de Suministro Verde por pasar la auditoría transparente de la cadena de suministro realizada por la renombrada organización de terceros STS. Esto demuestra un rendimiento excepcional en el sistema de gestión de trazabilidad.

China es el cuarto socio comercial más grande de Grecia. La empresa ha establecido almacenes y sistemas logísticos en Tesalónica, Grecia, proporcionando servicios convenientes y eficientes para la región de los Balcanes. En el futuro, DAS Solar ofrecerá a los clientes globales una garantía fiable de valor óptimo a largo plazo con una red de marketing y servicios global y localizada.

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Energías renovables siguen escalando su participación en la matriz energética del país con más del 66% en generación

La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.) celebró los significativos avances del sector eléctrico durante el primer trimestre de 2024, en una presentación liderada por la Directora Ejecutiva del gremio, Ana Lía Rojas.

Durante la sesión, Rojas destacó que en los primeros tres meses del año, el 66,1% de la red eléctrica nacional provino de fuentes renovables. De éstas, la participación de energías renovables no convencionales (ERNC) en la generación eléctrica aportó un 40,7%, mientras que la hidroeléctrica aportó el 25,4% restante.

En cuanto a la capacidad instalada, al primer trimestre de 2024 el país alcanzó 36.413 MW. De éstos, el 46% corresponde a ERNC, lo que constituye la tecnología más importante en potencia en todo Chile. Rojas hizo énfasis en los proyectos basados en ERNC y/o almacenamiento que se encuentran en construcción y en pruebas, los que suman 7.347 MW, cifra relevante que se incorporará al sistema eléctrico nacional en el corto y mediano plazo.

En esta línea, la Directora Ejecutiva destacó algunos proyectos de empresas generadoras socias de ACERA, por su contribución a la expansión balanceada del sistema eléctrico. Tal es el caso de la entrada en operación comercial del sistema de almacenamiento BESS de Coya, de Engie. “El proyecto consiste en un sistema BESS de 137 MW de potencia de almacenamiento y una autonomía de 4,6 horas, que viene a hibridar la central fotovoltaica Coya”, enfatizó la líder gremial.

Otro punto clave de la conferencia fue el de las cifras de recortes de energías renovables no convencionales que se han presentado en los primeros tres meses del año. La preocupación de Rojas apuntó a que en tan solo tres meses se alcanzó el nivel de recortes que en 2023 se registró hasta septiembre o, lo que es más alarmante, superó los niveles de todo 2022.

“Es esencial considerar que, hasta marzo de 2024, la energía anual proveniente de fuentes ERNC recortada ascendió a 1.566 GWh, marcando un aumento alarmante del 242,3% en comparación con el mismo período del año anterior. Esta tendencia al alza representa un desafío significativo para la estabilidad y la expansión del sector de energías renovables en el país”, señaló la líder del gremio.

“El nivel de recortes acumulado al primer trimestre del año 2024, representa un recorte promedio diario de 17 GWh, lo que equivale a la inyección diaria que podría realizar un sistema de almacenamiento de 3800MW y 4,5 horas de autonomía promedio de los proyectos de almacenamiento que se están desarrollando en actualmente en el sistema”, agregó Rojas.

Adicionalmente, el equipo de Estudios de ACERA realizó el lanzamiento del Mapa Interactivo de Proyectos. Esta plataforma innovadora ofrece información detallada sobre los proyectos de energías renovables y almacenamiento del país. Proporciona, además, datos precisos sobre la tecnología utilizada, el estado de avance y la ubicación geográfica de cada proyecto, disponiendo cifras consolidadas de la industria y facilitando la toma de decisiones informadas.

El evento, que tuvo lugar en las instalaciones de Prieto Abogados, y al que asistieron expertos, líderes de opinión y representantes de la industria, también incluyó una visión de los principales hitos regulatorios y legislativos del sector ERNC del primer trimestre de 2024, presentada por el destacado abogado y líder del área de Fusiones y Adquisiciones del Estudio, Juan Tagle.

Presente en el lugar, la Superintendenta de Electricidad y Combustibles (SEC), Marta Cabeza, celebró la contribución del mapa a la industria, “ya que ayuda al mejor entendimiento del desarrollo del sistema energético. Estas herramientas son un imperativo para avanzar en la transformación energética y sobre todo para que las autoridades y la comunidad tengan acceso a estos relevantes datos”.

La transmisión virtual permitió la participación de más de 130 conectados, quienes contribuyeron con una enriquecedora ronda de preguntas, con un enfoque centrado en la transición hacia fuentes de energía más limpias y eficientes en el país.

Desde ahora, la plataforma interactiva se encuentra disponible con libre acceso a través del sitio web de ACERA A.G. Además, el webinar organizado por ACERA estará disponible en las redes sociales de la Asociación para todos los interesados y en su totalidad, a través de YouTube.

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Se oficializó el nuevo organigrama del gobierno nacional

.- El gobierno nacional concretó y oficializó, a través del Decreto 293/2024, la reestructuración del organigrama original referido a su Administración, destacandose ahora el fuerte incremento de facultades para el ministerio de Economía, a cargo de Luis Caputo.

Esto, como consecuencia de la eliminación del ministerio de Infraestructura dispuesta hace un par de meses y la salida del gabinete de gobierno del entonces cuasi flamante ministro Guillermo Ferraro. Se decidió directamente eliminar ése ministerio y distribuir aquellas áreas y funciones en otras carteras.

Así, Caputo resulta asumiendo la responsabilidad de gestionar más áreas claves:

. Se trata de las Secretarías Legal y Administrativa, de Finanzas, de Energía, de Minería, de Planeamiento para el Desarrollo Productivo y de Economía, de Industria y Comercio, de Bioeconomía (exAgricultura), Desarrollo Territorial, Hábitat y Vivienda, de Obras Públicas, de Transporte y de Concesiones.

Según el nuevo organigrama, la Secretaría de Energía (a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo) tiene bajo su órbita a las Subsecretarías de Energía Eléctrica; de Combustibles Líquidos; de Combustibles Gaseosos; y de Transición y Planeamiento Energético.

La Secretaría de Minería gestionará las Subsecretarías de Desarrollo Minero; y de Política Minera.

En lo específico del área energética, desde Economía se han definido los objetivos de:

Intervenir en la elaboración y ejecución de la política energética nacional.

Entender en los planes, programas y proyectos del área de su competencia y en su gestión presupuestaria, contable y financiera.

Intervenir en la elaboración y fiscalización del régimen de combustibles y entender en los procedimientos de fijación de sus precios, cuando así corresponda, acorde con las pautas respectivas.

Intervenir en la elaboración de las políticas y normas regulatorias de los servicios públicos del área energética, en la supervisión de los organismos y entes de control de los concesionarios de obra y de servicios públicos, así como en la elaboración de normas regulatorias de las licencias o concesiones de servicios públicos aplicables a los regímenes federales en materia energética, en coordinación con las áreas de la Administración Pública Nacional con competencia en la materia.

Ejercer las funciones de Autoridad de Aplicación de las leyes que regulan el ejercicio de las actividades en materia energética.

Entender en los mecanismos de fijación de las tarifas de los servicios públicos del área energética en relación con los subsidios destinados a los usuarios finales, como así también en la elaboración de estructuras arancelarias en materia de energía.

Entender en el diseño y ejecución de la política de reembolsos y reintegros a la exportación de energía.

Ejercer las atribuciones otorgadas a los órganos del ESTADO NACIONAL en la Ley N° 27.007.

Dirigir la representación en las empresas donde la Secretaría posea participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria, conforme las pautas y lineamientos impartidos por la Jefatura de Gabinete de Ministros.

Coordinar la gestión de los directores que representan al Estado Nacional en aquellas empresas donde la Secretaría posea participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria, conforme las pautas y lineamientos impartidos por la Jefatura de Gabinete de Ministros.

Promover la aplicación de la política sectorial fomentando la explotación racional de los recursos naturales y la preservación del ambiente.

Entender en el diseño y la ejecución de la política de relevamiento, conservación, recuperación, defensa y desarrollo de los recursos naturales en el área de energía.

Intervenir en la promoción de la utilización de nuevas fuentes de energía y la incorporación de oferta hidroeléctrica convencional.

Asistir al Ministro en la elaboración de las políticas, planes y programas sobre energías renovables, eficiencia energética, electromovilidad, biocombustibles, hidrógeno, transición energética, minerales asociados con la transición y nuevas tecnologías bajas en carbono, y promover el dictado y/o la modificación de la normativa aplicable a esas materias.

Participar, en el ámbito de su competencia, en la planificación de las políticas, planes y programas tendientes a reducir la contaminación ambiental y al cumplimiento de las metas de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) comprometidas por el país.

Entender en la definición de la política nuclear, en todo lo relacionado con los usos pacíficos de la energía nuclear o fuentes radiactivas, el ciclo de combustibles, la gestión de residuos radiactivos, el desarrollo e investigación de la actividad nuclear, y en particular lo relacionado con la generación de energía nucleoeléctrica.

Participar en la negociación y celebración de los acuerdos de cooperación e integración internacionales e inter-jurisdiccionales en materia energética en los que la Nación sea parte, y supervisar su ejecución.

Propiciar y celebrar convenios con entidades públicas y privadas, y participar en las negociaciones con organismos nacionales e internacionales en materia de energía.

Ejercer la representación del ESTADO NACIONAL en el Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE).

Asistir al Ministerio en la investigación y el desarrollo tecnológico en las distintas áreas del sector de la energía.

Ejercer el control tutelar del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), y de la Unidad Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica (UESTEE).

Asistir al Ministro en el control tutelar de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).

Desde la SUBSECRETARIA DE ENERGIA ELÉCTRICA se gestionará con los objetivos de :

Participar en la elaboración de las políticas del sector e intervenir en la definición de la política nacional en materia de producción de energía eléctrica y en la elaboración de la política nacional en materia de desarrollo y expansión de infraestructura de transporte y distribución de energía eléctrica.

Elaborar la normativa correspondiente para el cumplimiento de los planes y las políticas del sector, para asegurar el abastecimiento sostenible de energía eléctrica de la República Argentina.

Participar, en el ámbito de su competencia, en los procesos de planificación de la integración energética regional, en lo relativo a la infraestructura requerida y en la coordinación de los despachos de energía entre los países intervinientes.

Definir y promover proyectos de infraestructura energética y de generación de energía eléctrica, en el ámbito de competencia de la Secretaría.

Dirigir la elaboración de los planes de incorporación de oferta y expansión de la infraestructura de transporte y distribución que sirvan de insumos para la planificación y toma de decisiones estratégicas sobre el sector.

Efectuar el seguimiento del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) para el cumplimiento del marco regulatorio eléctrico y mantener la normativa técnica actualizada conforme a las normas IRAM-IEC.

Proponer los criterios de regulación del transporte de energía eléctrica, y los criterios, procedimientos y financiamiento de la expansión del sistema de trasmisión de energía eléctrica.

Participar en la instrumentación del Sistema Unificado de Información Energética, como fuente central e integrada de información estadística sobre el sector.

Asistir en la definición de la política nuclear, en todo lo relacionado con los usos pacíficos de la energía nuclear o fuentes radiactivas, el ciclo de combustibles, la gestión de residuos radiactivos, el desarrollo e investigación de la actividad nuclear y, en particular, lo relacionado con la generación de energía nucleoeléctrica.

Intervenir en la planificación y el seguimiento de los proyectos de inversión pública y privada en el sector nucleoeléctrico y monitorear los componentes científicos y tecnológicos de los proyectos, fiscalizando el cumplimiento de las metas planteadas.

Intervenir en las acciones que propendan al cumplimiento de los compromisos internacionales de la República Argentina en materia de no proliferación de armas nucleares, salvaguardias nucleares, seguridad física nuclear y otros compromisos internacionales en materia nuclear.

Asistir en las cuestiones vinculadas a la demanda y oferta de energía eléctrica mayorista y a la importación y exportación de energía eléctrica.

Asistir a la Secretaría en la formulación de la política tarifaria en los servicios públicos de transporte y distribución de electricidad.

Administrar una base actualizada de información sobre los recursos hídricos no aprovechados en materia eléctrica y del estado de avance de los proyectos previstos.

Coordinar el funcionamiento del Consejo Federal de Energía Eléctrica y ejercer su presidencia suplente.

Participar en la definición de las modalidades para incentivar la inversión que permita incorporar nueva oferta de energía renovable en cumplimiento de las metas legales nacionales y/o acuerdos internacionales celebrados.

Participar en la elaboración de las propuestas normativas específicas vinculadas con las distintas etapas de la industria eléctrica, evaluar su impacto ambiental -en coordinación con las áreas competentes- y promocionar programas conducentes al desarrollo de las nuevas fuentes renovables vinculadas al uso racional de la energía eléctrica.

Participar en la elaboración, coordinación, ejecución y monitoreo de los proyectos vinculados con el desarrollo de generación autónoma renovable de energía eléctrica en poblaciones dispersas o alejadas de las redes de distribución de energía.

Asistir a la Secretaría en la coordinación de las relaciones con el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y con la Unidad Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica (UESTEE).

Intervenir en la ejecución del Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la producción de energía eléctrica establecido por la Ley N° 26.190 y sus modificatorias y complementarias, y del Régimen de Fomento a la Generación Distribuída de Energía Renovable integrada a la red eléctrica pública, establecido por la Ley N° 27.424 y sus modificaciones.

Participar en el Fondo Fiduciario Federal de Infraestructura Regional, creado por la Ley Nº 24.855, en coordinación con otras áreas del Ministerio con competencia en la materia.

Asistir en lo relacionado al diseño, la elaboración e implementación de un plan estratégico nacional sustentable de la energía nuclear, en el marco de la matriz energética nacional.

Intervenir en la coordinación de acciones orientadas al cumplimiento de las funciones y los objetivos establecidos por la Ley Nº 24.804 y sus normas modificatorias, complementarias y reglamentarias, con excepción de las que establecen funciones regulatorias.

Controlar el funcionamiento del complejo industrial nuclear, promoviendo políticas que tiendan a mejorar la eficiencia del sistema e incluyendo reformas institucionales, optimización de procesos y participación del capital privado, cuando corresponda.
También desde Energía, la subsecretaría de Combustibles Líquidos se fijó como objetivos:

Intervenir en la elaboración de políticas sectoriales inherentes al desarrollo y control de las actividades de exploración, producción, almacenamiento, transporte, industrialización, despacho y comercialización de combustibles líquidos, en el marco de una producción racional y sustentable de los recursos, en coordinación con las provincias.

Elaborar propuestas para la modificación y actualización de normativas técnicas o regulatorias, que promuevan las actividades de la cadena de valor de los combustibles líquidos.

Coordinar, en el ámbito de su competencia, con las áreas correspondientes el otorgamiento de permisos de exploración, concesiones de explotación, y autorizaciones de producción, transporte y expendio de combustibles líquidos.

Ejercer las funciones de control respecto de la seguridad de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos y otros combustibles líquidos, así como las instalaciones de elaboración, transformación, almacenamiento, despacho, expendio y transporte.

Participar en la instrumentación del Sistema Unificado de Información Energética, como fuente central e integrada de información estadística sobre el sector.

Asistir a la Secretaría en todo lo relacionado con la industria de los hidrocarburos y combustibles líquidos, y en materia de integración energética regional.

Asistir a la Secretaría en la promoción y supervisión de la explotación racional de los recursos hidrocarburíferos y la preservación del ambiente en todas las etapas, de la industria petrolera y otros combustibles líquidos.

Intervenir, en el ámbito de su competencia, en la recepción y el análisis de las auditorías de reservas de hidrocarburos en todo el país.

Elaborar propuestas para la regulación del almacenaje y el transporte de petróleo crudo y subproductos y controlar el cumplimiento del marco regulatorio vigente.

Fiscalizar, en el ámbito de su competencia, el régimen de canon, superficiarios y expedición de servidumbres, así como las obligaciones de permisionarios y concesionarios en materia de pago de regalías.

Implementar programas y proponer normativa en materia de especificaciones de combustibles líquidos y biocombustibles, refinación y comercialización de petróleo crudo y derivados, y realizar la caracterización técnica pertinente.

Registrar y controlar a las empresas elaboradoras y comercializadoras de combustibles líquidos.

Definir las modalidades de operación y contratación dentro del ámbito de su competencia y los procedimientos para la autorización de importación y exportación de hidrocarburos y otros combustibles líquidos, cualquiera sea su origen.

Ejercer el poder de policía en materia de seguridad y comercialización de gas licuado de petróleo a granel y fraccionado.

Coordinar, con los organismos correspondientes en la materia, acciones tendientes a evitar la evasión del impuesto sobre los combustibles líquidos y el gas natural.

Desde la flamante SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES GASEOSOS los objetivos planteados por Energía (y Economía) son:

Intervenir en la elaboración de políticas sectoriales inherentes al desarrollo de las actividades de exploración, producción, almacenamiento, transporte, industrialización, despacho y comercialización de gas natural, gas licuado de petróleo (GLP), gas natural licuado (GNL) y demás combustibles gaseosos, en el marco de una producción racional y sustentable de los recursos, en coordinación con las provincias.

Elaborar propuestas para la modificación y actualización de normativas técnicas o regulatorias, que promuevan las actividades de la cadena de valor de los distintos combustibles gaseosos.

Coordinar con las áreas correspondientes, el otorgamiento de permisos de exploración, concesiones de explotación, autorizaciones de producción, transporte y expendio de combustibles gaseosos, en el ámbito de su competencia.

Implementar los controles necesarios para resguardar la seguridad pública y la seguridad energética, en el ámbito de su competencia.

Participar en la instrumentación del Sistema Unificado de Información Energética, como fuente central e integrada de información estadística sobre el sector.

Asistir a la Secretaría en todo lo relacionado con la industria de los hidrocarburos y combustibles gaseosos, como así también en materia de integración energética regional.

Asistir a la Secretaría en la promoción y supervisión de la explotación racional de los recursos hidrocarburíferos y la preservación del ambiente en todas las etapas de la industria de los combustibles gaseosos.

Intervenir, en el ámbito de su competencia, en la recepción y el análisis de las auditorías de reservas de hidrocarburos en todo el país.

Elaborar propuestas para la regulación del almacenaje y el transporte de combustibles gaseosos y controlar el cumplimiento del marco regulatorio vigente.

Fiscalizar el régimen de canon, superficiarios y expedición de servidumbres, así como las obligaciones de permisionarios y concesionarios en materia de pago de regalías, en materia de su competencia.

Implementar programas y proponer normativa en materia de especificaciones de combustibles y biocombustibles gaseosos, y realizar la caracterización técnica pertinente.

Registrar y controlar a las empresas elaboradoras y comercializadoras de combustibles gaseosos.

Definir las modalidades de operación y contratación dentro del ámbito de su competencia y los procedimientos para la autorización de importación y exportación de hidrocarburos y otros combustibles gaseosos, cualquiera sea su origen.

Asistir a la Secretaría en el ejercicio de sus atribuciones de Autoridad de Aplicación del marco regulatorio del gas y del régimen jurídico de los hidrocarburos y otros combustibles gaseosos -cualquiera sea su origen- e intervenir en las acciones de control y fiscalización de las diversas actividades involucradas.

Intervenir en la formulación de la política tarifaria en los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural.

Asistir a la Secretaría en la coordinación de las relaciones con el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).

Para la Subsecretaría de TRANSICIÓN Y PLANEAMIENTO ENERGÉTICO la S.E. describió como objetivos

Asistir y representar a la Secretaría en temas relativos a transición y planeamiento energético, en los ámbitos que corresponda.

Entender en la caracterización técnica y económica de los recursos energéticos del país.

Asistir a la Secretaría, en el ámbito de su competencia, en la coordinación con instituciones y organismos competentes, instrumentos y regulaciones que permitan la transición hacia una economía baja en carbono, para asegurar el cumplimiento de los compromisos del país en el marco del Acuerdo de París.

Proponer a la Secretaría, en el ámbito de su competencia, medidas y regulaciones tendientes a reducir la contaminación, estableciendo límites de derechos de emisión de cumplimiento obligatorio para todos los sujetos del sector público y privado, en articulación con las áreas con competencia en la materia.

Proponer e implementar, en el ámbito de su competencia, procedimientos de asignación de derechos de emisión gratuitos a cada sector y subsector de la economía, para el cumplimiento de las metas de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) comprometidas por el país.

Proponer la implementación, en el ámbito de su competencia, de un plan de monitoreo global basado en los datos del Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero, y elaborar e implementar un mercado de transacciones de derechos de emisión y su plataforma de registro, en coordinación con las áreas con competencia en la materia.

Definir las condiciones y los instrumentos para facilitar a las empresas privadas, al sector público y a otros organismos, el cumplimiento de los límites de derechos de emisión de Gases de Efecto Invernadero, y en particular la transición a las pequeñas y medianas empresas (PYMES), en coordinación con las áreas con competencia en la materia.

Implementar, en el ámbito de sus competencias, acciones que permitan el acceso al financiamiento climático y elaborar procedimientos para definir medidas elegibles de mitigación y/o de adaptación, a fin de cumplir las metas de emisiones de Gases de Efecto Invernadero, en coordinación con las áreas de la Administración Pública Nacional con competencia en la materia.

Asesorar a la Secretaría en los temas relacionados con energías renovables, eficiencia energética, electromovilidad, biocombustibles, hidrógeno, transición energética, minerales asociados con la transición y nuevas tecnologías bajas en carbono.

Intervenir en la recolección de datos del sector energético y en la elaboración del Balance Energético Nacional (BEN) y el Balance de Energía Útil (BEU).

Desarrollar escenarios energéticos de demanda y de oferta y proponer planes y cursos de acción a seguir.

Entender en las cuestiones vinculadas con tecnologías bajas en carbono, y proponer mecanismos para facilitar su implementación.

Proponer, en el ámbito de su competencia, medidas de eficiencia energética y energías renovables en instalaciones de la Administración Pública Nacional, que permitan bajar emisiones de la flota pública para no superar el límite de derechos de emisión asignados, en coordinación con las áreas con competencia en la materia.

Dirigir el diseño de programas de información pertinente, capacitaciones, campañas de difusión, concientización y sensibilización en temas de transición hacia una economía baja en carbono, en el ámbito de su competencia.

Elaborar, en el ámbito de su competencia, propuestas para la adaptación del sector energético a los escenarios climáticos futuros y entender en temas de vulnerabilidad del sector energético frente a la afectación del ambiente analizando impactos en la oferta y la demanda.

Asesorar a la Secretaría en el desarrollo de la planificación energética y de los marcos regulatorios en aquellos aspectos concernientes a la transición energética, y monitorear las relaciones entre los diferentes actores y operadores del sistema, facilitando información acerca de las condiciones de demanda, oferta, transmisión y distribución de energía eléctrica en el corto, mediano y largo plazo.

Asistir a la Secretaría en materia de planeamiento energético, en el análisis de la asignación de subsidios de servicios públicos en materia energética y los escenarios de estructuras arancelarias en materia de energía.

Promover, desarrollar, implementar, evaluar y monitorear programas y alternativas regulatorias de ahorro y uso eficiente de los recursos energéticos, tanto en la oferta de fuentes primarias como en las etapas de transformación, transporte y distribución de energía y en los distintos sectores de consumo.

Entender en el desarrollo y la actualización del Sistema Unificado de Información Energética de la REPÚBLICA ARGENTINA.

Gestionar la información de las obras de infraestructura energética, tanto de las áreas centralizadas como descentralizadas actuantes en la órbita de la Secretaría.

Promover la investigación e impulsar programas y proyectos tecnológicos para el desarrollo de nuevas fuentes renovables y el uso eficiente de los recursos energéticos.

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CECHA y la eliminación de la Tasa Vial en municipios

La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (CECHA) destacó en un comunicado la decisión de tres municipios de dejar sin efecto el cobro de una Tasa Vial a través del precio de los combustibles al consumidor final. Puntualizó al respecto:

1) Celebramos que los municipios de Morón, Esteban Echeverría y Tres de Febrero, en el ámbito de la provincia de Buenos Aires, donde tiene actuación nuestra FECRA, hayan escuchado el reclamo de los vecinos y de nuestras instituciones al eliminar la llamada “tasa vial”.

2) CECHA manifiesta su más enérgico repudio al mantenimiento y proliferación de la tasa vial en otros municipios del conurbano bonaerense y de nuestro país. Dicha tasa se incorpora como porcentaje o suma fija por cada unidad de compra tanto para combustibles líquidos como para GNC.

3) La avidez recaudatoria de estos municipios genera una tasa impropia e inconstitucional, a través de una doble imposición tributaria, lo que produce un incremento en el valor de los combustibles. Esto es en perjuicio de los intereses de los vecinos de sus propias comunas.

4) Seguimos trabajando junto con varias ONG de diversas jurisdicciones para adoptar cuanta acción o gestión administrativa, judicial y/o institucional y así erradicar esta conducta que perjudica cada vez a más argentinos y a nuestros negocios.

CONSEJO DIRECTIVA DE CECHA

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Los módulos fotovoltaicos se abarataron un 30% en Brasil 

Fundada hace 17 años para diseñar estrategias orientadas a empresas e inversionistas del sector, la consultora brasileña Greener publicó un informe analizando la generación distribuida en Brasil. Basado en datos de 2023, el estudio destaca que los módulos fotovoltaicos en general vieron una caída en sus precios de un 30% interanual en enero de este año.

Los sistemas residenciales (de hasta 4 kilovatios pico -kWp-) tuvieron una merma en sus valores de un 28% en términos interanuales, al bajar desde los 17.560 hasta los 12.680 reales, y de cerca de un 14% en la comparación con junio de 2023.

El precio medio de un sistema comercial (de 50 kWp) en enero de 2024 experimentó una caída interanual de un 34% en el primer mes del año, y de un 13,7% en relación con junio de 2023. Mientras que costaba R$ 186.500 durante la temporada pasada, ahora su valor es de R$ 122.500.

Según el informe de Greener, la principal explicación para este fuerte descenso en los costos es el exceso de capacidad productiva proveniente de China.

Impacto en el CAPEX

Por otro lado, el documento pone el foco en el impacto positivo que esta caída en los precios de los sistemas tuvo en el retorno de la inversión para los usuarios brasileños.

Según la consultora, gracias al abaratamiento de estos equipos se redujo en un 25% el período de recuperación para las instalaciones residenciales locales en relación con enero de 2023.

Las instalaciones comerciales de más de 50 kWp, en tanto, registraron un acortamiento de un 26% en el retorno de la inversión y expresaron una reducción de un 7% con respecto a mediados de 2023.

En cuanto a los sistemas fotovoltaicos industriales, que poseen una potencia de más de 300 kWp, el trabajo indicó que el período para recuperar lo invertido disminuyó un 24% interanual.

Comportamiento de la demanda

Otro aspecto que destaca el informe de Greener es que Brasil demandó 17,5 gigavatios pico (Gwp) de módulos fotovoltaicos en 2023. Esto representa una ligera reducción de un 1,7% en comparación con 2022. La generación centralizada y las instalaciones de gran tamaño compensaron la caída en la demanda de los sistemas de pequeña escala.

Del volumen nacionalizado en 2023, 11,4 gigawatts (Gw) -o sea, un 66% del total- fueron destinados a atender al mercado de generación distribuida, lo que representa una reducción de 2 Gw con respecto a la capacidad demandada en 2022. Los restantes 6,1 Gw (34%) fueron dirigidos al mercado de generación centralizada. 

Durante el cuarto trimestre de 2023, las importaciones superaron los 5 Gw. Se trató del mayor volumen trimestral histórico para Brasil.

Entre las 90 marcas que suministraron módulos al mercado brasileño, las 10 principales fueron responsables de un 77% del volumen importado el año pasado. Debe resaltarse que en 2022 esa proporción había sido de un 81 por ciento.

, Julián García

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Por decreto, el gobierno reestructuró las dependencias de la Secretaría de Energía

El gobierno publicó este lunes el decreto 293/24 que modifica el organigrama de la Secretaría de Energía que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo. En el sector se esperaba que el ministro de Economía, Luis Caputo, le dé el visto bueno a la nueva estructura. Se oficializaron las cuatro subsecretarías de la cartera energética: Energía Eléctrica, Combustibles Líquidos, Combustibles Gaseosos y Transición y Planeamiento Energético.

La Subsecretaría de Energía Eléctrica va a estar a cargo de Damián Sanfilippo, ex gerente General de la Empresa Distribuidora de Energía Norte (EDEN). En tanto, en la Subsecretaría de Combustibles Líquidos quedará Luis De Ridder, un ex directivo de Techint que ya había sido nombrado transitoriamente en febrero en la cartera de Hidrocarburos para que se valide el funcionamiento del Plan Gas.

Por su parte, la Subsecretaría de Combustibles Gaseosos (que iba a denominarse Subsecretaría de Gas Natural) estará a cargo de Fernando Solanet, actual gerente de perforación de President Energy, una petrolera independiente de origen británico.

Por último, en la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético Rodríguez Chirillo ya había designó a Mariela Beljanski, que participó en las audiencias públicas sobre las tarifas de electricidad y gas natural durante el verano.

Minería

La Secretaría de Minería continuará con las subsecretarías de Desarrollo Minero y Política Minera. El nuevo titular de la cartera minera es Luis Lucero, ex abogado del estudio jurídico Marval O’Farrell Mairal. Por el momento no se conocen los nombres para asumir en estas dependencias.

, Roberto Bellato

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Las exportaciones de crudo superarían los U$S 5.000 millones en 2024

Según la consultora Economía & Energía no se produciría un aumento sustancial en el volumen de exportación desde la Cuenca Neuquina hasta que se amplíe la capacidad de evacuación de Oldelval en el cuarto trimestre de este año. La disminución de los precios internacionales de los productos hidrocarburíferos, la mejora en las condiciones hídricas, la expansión de la producción de crudo y, en menor medida, el incremento en la capacidad de evacuación de gas natural desde la Cuenca Neuquina permitió alcanzar una balanza comercial energética equilibrada durante el pasado año, revirtiendo un déficit de casi U$S 4.400 millones durante 2022. […]

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A través del Banco Santander, YPF busca compradores para 55 zonas maduras

En las provincias de Mendoza, Río Negro, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego y Neuquén, se trata de campos de hidrocarburos convencionales. El proceso de búsqueda de compañías interesadas en adquirir sus derechos sobre 55 áreas de hidrocarburos convencionales en Argentina fue iniciado oficialmente por la petrolera estatal YPF, a través del banco español Santander. Este domingo, fuentes cercanas a la operación confirmaron. La petrolera, la mayor productora de hidrocarburos de Argentina, contrató a Santander para que se encargara de contactar a potenciales petroleras interesadas en el portafolio de áreas maduras de YPF. Las nuevas autoridades optaron por concentrarse en […]

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Provincia de Mendoza: petróleo: la venta de pliegos continua

Numerosos departamentos, incluidos los de exploración y explotación, se encuentran dentro del departamento de Malargüe. La provincia de Mendoza avanza con el proceso de licitación de ocho áreas petroleras, muchas de las cuales están en el sureste de Malargüe. Se anunció que «los pliegos pueden comprarse en la Dirección de Hidrocarburos hasta la fecha de presentación de ofertas». La apertura de presentaciones está prevista para el 23 de mayo. El Gobierno de Mendoza a través de su Dirección de Hidrocarburos realizó en el mes de febrero «la convocatoria nacional e internacional que puso en marcha la licitación de nueve áreas […]

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Convertir a GNC el transporte público de Neuquén ahorraría $4.500 millones por año

Según la iniciativa del legislador Darío Martínez, la utilización de GNC producirá un significativo ahorro anual a los pasajeros de Neuquén, y simultáneamente reduciría en 750 toneladas al año la emisión de CO2. El diputado provincial de Unión por la Patria, Darío Martínez, presentó un proyecto de ley en la Legislatura del Neuquén para obligar a la conversión de todo el transporte público de pasajeros a Gas Natural Comprimido (GNC) en la provincia con el recurso de Vaca Muerta. “Este proyecto busca reducir las emisiones de gases contaminantes y promover una transición energética hacia fuentes más limpias y sostenibles”, indicó […]

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Moody’s advierte «estrés macro» para YPF, pero la desregulación del sector reporta importantes beneficios

El asesor recuerda que el gobierno nombró a dos nuevos ejecutivos de YPF «para ayudar a la empresa a navegar el nuevo entorno regulatorio durante el período de tensión macroeconómica». Según un informe diseminado este jueves por la calificadora de riesgo Moody’s sobre empresas públicas latinoamericanas, YPF, controlada por el Estado argentino, experimentará «estrés macroeconómicos» este año y cambios en los marcos de regulación. La agencia anunció que la compañía opera en un contexto donde según la recesión económica en el país y «una inflación de tres dígitos que reduce el poder adquisitivo de los consumidores», la demanda local de […]

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Ocho puntos clave para entender la suba de las tarifas del gas natural

Cuánto aumentan las tarifas, por qué es una reforma tarifaria y no un simple aumento, por qué los aumentos son mayores en la Patagonia, por qué se decidió que la tarifa se ajuste todos los meses, cuánto variará el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) a lo largo del año, por qué el cargo fijo de Metrogas para los mayores consumos en la Ciudad de Buenos Aires casi triplica al de otras distribuidoras y por qué será difícil que el ahorro en el consumo tenga un impacto inmediato en las facturas. Lo que […]

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Organizan la Argentina Energy Week con foco en nuevos proyectos y el potencial nacional

El evento está dedicado especialmente a aquellas empresas del sector de los hidrocarburos interesadas en tratar temas cruciales relacionados con la transición energética en el país. IN-VR lanza la Argentina Energy Week Summit & Exhibition, una cumbre de energía que se realizará el 28, 29 y 30 de mayo de 2024 en Buenos Aires, y se espera que se convierta en la primera exposición centrada en los proyectos y el potencial de energía solar, eólica, hidrógeno y biomasa del país. Con un total de 5 GW de instalaciones eólicas y solares a gran escala en funcionamiento, el país es el […]

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«Estamos en el Pozo Maypa X-1, listos para el Proyecto Palermo Aike»

Al igual que sus colegas de trabajo, José Luis Campo, Delegado de Halliburton Arg. SA para el Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, liderado por José Dante Llugdar, mostró un panorama de la historia en el sur de la provincia de Santa Cruz. El referente gremial de la compañía, David Klappenbach, ha dado mención a las tareas relacionadas con la ubicación Petrolera, que se encuentra en la zona de Cañadón Deus. Además, trabajadores trabajan como Supervisor de Fractura junto a Ingenieros de Diseño de la misma empresa Wenlen, preparándose para dar inicio al citado Proyecto de Exploración No Convencional. […]

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Optimum OG: la solución de BLC Oil & Gas para potenciar la producción consolida su posición en el mercado

BLC Oil & Gas, empresa integrante del grupo BLC Global, concretó la primera venta de su solución Optimum OG a una importante empresa situada en uno de los países con mayor producción de petróleo a nivel mundial. Este logro marca un punto de inflexión en la trayectoria de la empresa, consolidando el esfuerzo y dedicación por ofrecer soluciones innovadoras respondiendo a las necesidades del mercado, según precisaron desde la firma.

Optimum OG es resultado de un trabajo interdisciplinario que combina tecnología de última generación con un profundo conocimiento del sector. La solución tiene como propósito potenciar la producción de petróleo y gas mediante la generación de información en tiempo real, obtenida tras el monitoreo, diagnóstico y control del sistema de producción. Esto posibilita que los propietarios de campos petroleros y las empresas operadoras de yacimientos adopten decisiones estratégicas y eficaces que optimicen sus procesos de explotación.

Optimum OG

“El éxito de BLC Oil & Gas es el resultado de un arduo trabajo sostenido que comenzó en el año 2016. Esto es producto de la decisión adoptada por la empresa, focalizarse en la optimización de la producción de hidrocarburos, lo que implicó la conformación de equipos multidisciplinarios integrados por expertos de diversos sectores con el fin de desarrollar conjuntamente una solución innovadora con conocimiento experto embebido”, destacaron desde la compañía.

Como parte de este proceso, se llevó a cabo una fase de comercialización que se inició con la ejecución de una prueba “Try and Buy” de Optimum OG, optimizando cinco pozos en un clúster ubicado en instalaciones de nuestro cliente. Durante esta prueba, se superaron ampliamente las expectativas, demostrando de esta forma la potencialidad de su solución.

Mervin Quiñones, Gerente Comercial de BLC Oil & Gas, comentó:Este es un paso muy importante para la compañía. Nuestra solución es una aliada invaluable para aquellas empresas que buscan optimizar su producción”. Además, agregó que “Optimum OG fue creado, mejorado y probado en estos últimos ocho años. Nos llena de satisfacción que tanto esfuerzo haya desembocado en este resultado tan significativo”.

Este proyecto, que se termina de concretar, implica la optimización de 66 pozos e incluye la instalación de los sistemas de instrumentación para la medición de las variables de proceso, así como la adquisición de los Gateway necesarios para integrar dichas variables con los servidores de Optimum OG.  

Mejora y optimización de las soluciones

Carlos Cerrutti, CEO de BLC Global, expresó: “Estamos muy orgullosos de este importante hito. Esta primera venta es un testimonio de la pasión y el compromiso de nuestro equipo por mejorar y optimizar nuestras soluciones”.

De igual manera, el ejecutivo sumó: “El gran diferencial de Optimum OG es que se adapta a las necesidades del cliente, característica que se logra gracias a la flexibilidad de nuestra solución, factor clave para el logro de los objetivos buscados”. 

BLC Oil & Gas tiene una visión clara de la importancia de optimizar la producción de hidrocarburos, razón por la cual, durante el año pasado la empresa estuvo presente en distintos eventos, por ejemplo, en la Argentina visitó yacimientos en la Cuenca del Golfo San Jorge, realizó presentaciones técnicas a empresas operadoras y también participó en un evento anual llevado a cabo en la ciudad de Comodoro Rivadavia junto a importantes empresas del sector.

En mayo del 2024 participará, por segunda vez consecutiva, en el evento Offshore Technology Conference (OTC) a realizarse en Estados Unidos. Estas instancias, permiten a la compañía visualizar las nuevas tendencias de la industria y fomentar la creación de alianzas con empresas líderes en el mercado, fortaleciendo así su posición como referente en la industria.

, Redaccion EconoJournal

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Renovables: Vista electrificó su primer equipo de penetración en Vaca Muerta

En su estrategia de descarbonización, Vista, la energética que lidera Miguel Galuccio, realiza un avance crucial. La implementación es innovadora para la industria petrolera local. Energía renovable fue utilizada por Vista, la energética dirigida por Miguel Galuccio, para electrificar el primer equipo de perforación de Vaca Muerta y la primera compresora de América del Sur. La compañía, el segundo operador de petróleo no convencional de Argentina, planea producir 100.000 barriles de petróleo equivalente por día para 2026 y, al mismo tiempo, reducir las emisiones de carbono de todas sus operaciones. Para ello, tiene actualmente en ejecución un programa de inversiones […]

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Piden permiso para buscar potasio en tres yacimientos de Vaca Muerta

Una empresa presentó informes de impacto ambiental de tres sitios en los que buscará el mineral que tienen demanda en el uso como fertilizante. El traslado al puerto es el desafío. Diez años después de que se terminara el sueño de proveer de potasio de Mendoza al mundo, se reactivó el interés por encontrar este mineral en tres sitios de Vaca Muerta en la provincia de Neuquén. Una multifacética empresa con sede en la ciudad de Buenos Aires presentó un informe de impacto ambiental para que le permitan investigar tres sitios específicos del departamento Pehuenches con el fin de buscar […]

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Balanza energética: creció el superávit y el primer bimestre alcanzó los 971 millones de dólares

Junto con el sector agropecuario, una de las claves para la disponibilidad de divisas a lo largo del año será la marcha del sector energético. En este sentido, la caída de la actividad económica y en consiguiente del consumo energético, junto al impacto de la mejora de la oferta local de gas permitieron obtener números positivos en relación a la balanza entre importaciones y exportaciones de energía.

Según datos del Instituto Argentino de Análisis Fiscal (IARAF), la balanza de dólares de la energía en el primer bimestre fue positiva por 971 millones de dólares. Respecto al año pasado, mejoró en 925 millones. “Al descomponer la variación de la balanza de dólares de la energía, se tiene que el efecto precio generó una caída de 59 millones de dólares y el efecto cantidades una suba de 984 millones”, dice el informe.

Por lejos, el principal aporte de dólares vino por el lado del ahorro generado por las menores importaciones de GNL y combustibles líquidos, mientras que en materia de exportaciones, las mayores cantidades exportadas compensaron el menor precio.

Perspectivas

De acuerdo a la consultora Econviews, este año el resultado de la balanza energética podría ser superavitario en 3.300 millones de dólares a partir de la puesta en marcha del Gasoducto Néstor Kircher, más exportaciones de Vaca Muerta y el impacto de la recesión sobre la demanda energética local. Para 2025, el superávit podría incluso ser más amplio.

Por detrás de la mejora del resultado energético hay un factor estructural, como la persistente suba de la oferta proveniente de Vaca Muerta, acompañada de las inversiones en gasoductos necesarias para el transporte del combustible. Por un lado, la finalización de la etapa inicial del Gasoducto Néstor Kirchner aumentó la capacidad de transporte nacional de gas a 11 millones de metros cúbicos por día en 2023. Se espera que la capacidad de transporte se duplique en 2024 a 22 millones de metros cúbicos por día. Para el año próximo también se espera la reversión del flujo en el ducto Norte.

Asimismo, se suma un factor coyuntural, como es la profunda recesión económica en la que está sumergida el país, que deprime el consumo en general y el energético en particular. Con todo, hay una menor demanda de importaciones de gas natural licuado y de combustibles líquidos y mayor peso de la producción nacional.

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Se paralizó la obra de paneles solares para Rodeo Colorado en Iruya

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La obra que preveía instalar y potenciar los sistemas solares en Rodeo Colorado (Iruya) y otras localidades remotas de Salta quedó paralizada. Las obras de energía solar estaban encuadradas en el Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) e implicaban una inversión de dos millones de dólares.

“La obra iba a proveer a 80 familias que se encontraban en la comunidad , donde tenemos una escuela, policía, registro civil, es casi la zona norte del departamento”, indicó Walter Cruz, senador por Iruya, en declaraciones a Nuevo Diario. 

Asimismo, Cruz remarcó que la paralización de las obras tiene que ver con las políticas llevadas adelante por el gobierno de Javier Milei. “Con fondos internacionales se hizo un avance de obra donde la empresa no invirtió mucho, porque teníamos una nivelación que era para otra cosa, como instalar el complejo panel, la empresa hizo un uso de una infraestructura comunitaria lo que abarató los costos y aun así la obra fue parada”, lamentó.

Por otra lado, remarcó que la Secretaría de Energía de la Nación era la encargada de aportar el dinero y en la provincia de Salta, el organismo encargado de desarrollar y gestionar las obras es el Ente Regulador de los Servicios Públicos, quien debería buscar otras soluciones ante el congelamiento.

“Algunas familias que tienen un poco de poder adquisitivo pudieron adquirir unos paneles, otras buscan otras alternativas como un grupo electrógeno que solo les dura entre 2 a 3 horas, pero aun así es un gran problema para la comunidad”, indicó Cruz.

El PERMER y la inversión de USD 2 millones para Iruya 

El proyecto PERMER hizo posible que en 2018 y 2019 los habitantes de localidades alejadas en el departamento de Iruya reciban paneles solares. La inversión fue de USD 2 millones y apuntaba a que a través de la energía solar se posibilite el aumento en el tiempo del uso de diferentes elementos eléctricos. 

PERMER se financiaba con inversiones que realiza el Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF). Esta entidad mantenía vigente un convenio con el Gobierno Nacional.

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Una técnica de nanotecnología facilitará la explotación de yacimientos de hidrocarburos

En uno de los laboratorios de la Gerencia Química de la Comisión Nacional de Energía Atómica y el Instituto de Nanociencia y Nanotecnología CNEA-CONICET (INN), ubicado en el Centro Atómico Constituyentes, se desarrolla una técnica que facilitará la explotación de yacimientos no convencionales de hidrocarburos. Se trata del análisis de pequeños fragmentos de roca provenientes de los pozos mediante nanoindentación, para así obtener información que permita optimizar el procedimiento de extracción de los hidrocarburos.

“Desde el año 2000, grupos formados por investigadores y tecnólogos de la CNEA y el CONICET trabajan juntos haciendo frente a distintos desafíos con nanotecnología. Esta disciplina nos abrió las puertas para desarrollar numerosas y originales soluciones para áreas tan diversas como la energética, la aeroespacial, la metalúrgica, la automotriz, la biomedicina y ahora, la industria petrolera”, señala la doctora en Física Laura Steren, vicedirectora del INN.

“Trabajar en la escala nanométrica generó la necesidad de crear nuevas técnicas experimentales de estudio, como la nanoindentación, y microscopios que pudieran ‘ver’ las propiedades físico-químicas en sistemas nanoestructurados -explica-. Recordemos que las distancias medias entre átomos en un material cualquiera son típicamente del orden de algunas décimas de nanómetro. Hablamos de investigar propiedades de materiales que poseen una o más dimensiones que comprenden solamente algunas capas atómicas”.

La nanoindentación es una técnica experimental que permite conocer los parámetros mecánicos de los materiales a partir de muestras de unos pocos milímetros de diámetro. Consiste en hacerle una impronta del orden del micrón a la superficie del material a analizar con una pequeña punta de diamante. Esa punta se va introduciendo en la muestra y se registra la carga que se aplica para ingresar y cuánto penetra. Así se obtiene una curva que relaciona la carga con la penetración, a partir de la cual se calculan los parámetros mecánicos del material: la dureza, que es su resistencia a ser deformado en forma permanente, y su módulo elástico, relacionado con la deformación elástica o reversible.

En 2018, un equipo de físicos y geólogos de Y-TEC, la empresa de investigación y desarrollo para la industria energética de YPF y CONICET, consultó si la nanoindentación se podía aplicar sobre rocas obtenidas de la perforación de pozos de petróleo. Les interesaba conocer las propiedades mecánicas de esos pozos, entre ellos, de los ubicados en el yacimiento de Vaca Muerta, a partir de muestras pequeñas o recortes de perforación que se obtienen rutinariamente, en lugar de tener que medir muestras más grandes, muy costosas y difíciles de extraer.

Vaca Muerta es un yacimiento no convencional de hidrocarburos, que se encuentran a más de 2.500 metros de profundidad. Estos hidrocarburos están encerrados en poros muy poco conectados entre sí y para extraerlos se utiliza la técnica de fractura hidráulica, que consiste en hacer una perforación e inyectar agua a alta presión. De esta manera, se generan microfisuras de menos de un centímetro de diámetro que crean una red interconectada de poros por donde los hidrocarburos pueden fluir hacia el pozo.

“Cada región que la empresa explora para realizar un pozo tiene distintos tipos de rocas y, en particular, cada roca tiene diferentes propiedades mecánicas según su composición, textura y porosidad. Los físicos de rocas necesitan saber a qué profundidad del pozo es más fácil realizar la fractura hidráulica. Para esto, tienen que conocer las propiedades mecánicas de los minerales presentes a cada profundidad del pozo perforado”, explica la ingeniera y doctora en Ciencia y Tecnología de los Materiales María Cecilia Fuertes.

Fuertes es la investigadora del CONICET al frente del desarrollo de la técnica de nanoindentación aplicada a evaluar residuos de la perforación de los pozos. “La técnica convencional que se utiliza para evaluar las propiedades de las rocas consiste en extraer testigos corona, que son cilindros completos de material del pozo. La obtención de las coronas es muy costosa y difícil de realizar, por eso se extraen muy pocas por pozo o área explorada. Además, estas muestras no representan la totalidad de la profundidad del pozo, sino que son segmentos extraídos a diferentes intervalos de profundidad”, señala.

La alternativa en la que se trabaja ahora es el estudio de pequeños fragmentos de roca que se desprenden cuando se perfora un pozo. “A medida que el trépano realiza la perforación, sale del pozo un residuo que contiene rocas muy pequeñas. Estas muestras, que se obtienen a todas las profundidades perforadas, se llaman cuttings y no pueden ser evaluadas mecánicamente con los métodos convencionales porque tienen unos pocos milímetros de diámetro. En nuestro laboratorio las estudiamos con nanoindentación, porque esta técnica sí permite determinar las características mecánicas de materiales de muy pequeñas dimensiones”, detalla Fuertes.

En los últimos tres años de trabajo, la información obtenida a partir de los residuos de la perforación fue comparada con la que se midió para las coronas obtenidas de los mismos pozos, y así se pudo validar el nuevo método.

“La técnica que estamos desarrollando es reciente, pero ya la hemos podido aplicar para muestras obtenidas de diferentes yacimientos no convencionales de la Argentina -dice Fuertes-. Estamos comenzando una segunda etapa, en la cual buscamos aumentar el número de muestras evaluadas en el menor tiempo posible. El desafío es desarrollar un protocolo simple, rápido y económico para que YPF y otras empresas petroleras puedan caracterizar las propiedades mecánicas de los pozos de yacimientos no convencionales”.

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Marcelo Rucci: “Somos quienes vamos a velar por los derechos de todos los trabajadores petroleros”

En el marco de la Asamblea de Balance 2023 que se realizó en las Instalaciones del Centro Recreativo Richard Dewey de la ciudad de Centenario, el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados, Marcelo Rucci, habló sobre la postura de la organización gremial respecto a la situación económica y social de nuestro país. “Espero comenzar las nuevas paritarias 2024- 2025 con las condiciones que hemos creado los trabajadores para, justamente, hacer realidad Vaca Muerta”.

“El diálogo y las negociaciones que hemos mantenido con las empresas petroleras se caracterizó siempre por mantener la calma social y laboral. Hemos sido dialoguistas, pacientes, comprensibles y mantuvimos la paz social. Nos hemos sentado en la mesa a discutir los beneficios de los trabajadores petroleros con muchísima altura y fundamentos. Espero, que podamos terminar estas paritarias como corresponde, haciendo honor a la palabra y a la responsabilidad que nos compete tanto a nosotros como a la parte empresarial”.

Rucci destacó el compromiso de los trabajadores que son “quienes sostienen la actividad y aclaró que ante esta situación “no vamos a bajar los brazos”. “Nadie nos va a llevar por delante, porque estamos pidiendo que se respete nuestro trabajo. Quienes quieran desprenderse de los yacimientos convencionales, deben asegurarse que, las empresas que vengan, generen puestos de trabajo y que tengan la certeza de que los trabajadores no vamos a renunciar, en absoluto, a ningún beneficio”.

Finalmente, ante más de 800 afiliados presentes en la Asamblea de Memoria y balance de 2023, concluyó: “Estamos pidiendo que se honre el trabajo de la mujer y el hombre petrolero, el aporte a la Nación que hace cada uno de ustedes. Y a nosotros nos van a encontrar siempre parados, jamás de rodillas”.

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Petroleros aprobó el acuerdo para que YPF devuelva áreas en Chubut

En un plenario realizado en Kilómetro 5, el Sindicato de Petroleros Privados de Chubut ratificó de manera unánime un acuerdo que implica la devolución de áreas hidrocarburíferas por parte de YPF. La empresa de mayoría estatal se quedará con Manantiales Behr, comprometiéndose a invertir y garantizar los puestos de trabajo en el bloque estrella de la transición energética.

El convenio afectará a aproximadamente 2.500 trabajadores en la provincia de Chubut. El objetivo es acelerar la jubilación de aquellos empleados que cuentan con más de 50 años y los aportes requeridos por la Administración Nacional de Seguridad Social (Anses). Estos trabajadores recibirán un pago de 13 sueldos más los años de servicio al retirarse, y en el caso de aquellos que les falte un año para jubilarse, también se les abonará ese dinero.

Tanto YPF como los gremios estiman que la negociación para encontrar una nueva operadora para las áreas demandará alrededor de cuatro meses. Durante este período, los trabajadores permanecerán en sus hogares y se realizarán pagos diferenciados según el tipo de horario laboral cumplido. Aquellos que trabajaban ocho horas recibirán la totalidad de su sueldo, mientras que los operarios de torre percibirán el 80% de sus haberes.

Las asambleas realizadas en marzo en los distintos yacimientos sirvieron para explicar el panorama actual. Ahora, solo falta que la Provincia ratifique el acuerdo para que la devolución de áreas de YPF sea efectiva en un 100%.

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A casi $600, Mar del Plata tiene el GNC más caro del país

El precio de venta al público del Gas Natural Comprimido (GNC) volvió a aumentar este viernes en Mar del Plata, cuando las estaciones de servicio subieron el metro cúbico (m3) de 549 a 599 pesos, y de esta forma ya acumula un incremento en su valor superior al 100% en los últimos cuatro meses.

Según indicó el diario La Capital, si se tiene en cuenta que el tubo promedio de GNC con el que cuentan los vehículos es de 14 m3, se advierte que “llenar el tanque” con este tipo de combustible actualmente cuesta en la ciudad cerca de $ 8000.

Este último fue el quinto incremento que registró el GNC en Mar del Plata desde diciembre. A principios de aquel mes, el m3 costaba 279 y, tras la asunción de Javier Milei, se dieron una serie de aumentos que elevaron su valor hasta alcanzar los casi 600 pesos actuales.

A pesar de las constantes subas, el consumo de GNC no registró una merma importante en la ciudad balnearia, aunque sí se nota que cada vez más automovilistas realizan conversiones dado que el combustible a gas resulta más económico. La semana pasada los combustibles también se ajustaron y el litro de nafta super ya se vende por encima de los $1.000.

El interior, más caro

Por otra parte, desde el sector local de los combustibles indicaron que los precios del GNC en el interior son más altos que en Capital y el Gran Buenos Aires y atribuyeron esta situación a que en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) “se compite por precio”.

“Ahí se cerraron muchas estaciones de servicio y quedaron otras que concentran un volumen muy alto”, analizaron y añadieron que “ese esquema que se da en el AMBA no se repite en ningún otro lugar del país”.

“En el interior no se compite por precio y hay estaciones que venden 40 o 50 mil m3 mensuales, que no es nada, y siguen abiertas, porque el margen es más grande. Aunque no vendan mucho, se salvan. Por eso, al no competir por precio, se dan precios más altos”, concluyeron.

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YPF busca, a través del banco Santander, compradores para 55 áreas maduras

La petrolera estatal YPF inició formalmente, a través del banco español Santander, el proceso de búsqueda de compañías interesadas en adquirir sus derechos sobre 55 áreas de hidrocarburos convencionales en Argentina, confirmaron este domingo a EFE fuentes cercanas a la operación.

La petrolera, la mayor productora de hidrocarburos de Argentina, contrató al Santander, a cargo de contactar posibles petroleras interesadas en el portafolio de áreas maduras de YPF, cuyas nuevas autoridades decidieron hacer foco en las actividades en la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta.

A finales de febrero pasado, el directorio de YPF aprobó la estrategia de la compañía para optimizar el portafolio de activos, mediante la cesión a otras empresas o las reversión a las provincias dueñas de los recursos de 55 áreas convencionales.

La compañía, cuyas acciones se cotizan en las bolsas de Nueva York y Buenos Aires, asignó un valor contable de estos activos al cierre de 2023 de unos 1.800 millones de dólares o 1.200 millones de dólares después de impuestos.

Los campos maduros para los que YPF busca interesados están en las provincias de Mendoza, Río Negro, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego y Neuquén.

Según informó YPF, el objetivo de esta estrategia es “realizar una asignación eficiente del capital que priorice activos de escala que aporten mayor rentabilidad y resiliencia ante distintos escenarios”.

YPF registró en 2023 una pérdida neta por 1.277 millones de dólares, frente a un beneficio en 2022 por 2.234 millones de dólares.

La petrolera anunció el mes pasado que invertirá este año 5.000 millones de dólares, de los cuales 3.000 millones se enfocarán en Vaca Muerta.

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Future Energy Summit llega a México con una propuesta de alto nivel para impulsar la transición energética

Future Energy Summit (FES), plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables, presenta su primera edición en el mercado mexicano. La convocatoria llega a pedido de stakeholders del sector, tras el éxito obtenido en otras plazas estratégicas de Iberoamérica.

La cita es este 22 de abril en el hotel Marriott Mexico City Reforma, que ofrecerá el 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.

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La elección de la fecha no es casual. México se encuentra transitando un año electoral y, en la antesala de las votaciones previstas para el 2 de junio del 2024, los candidatos en campaña ya están efectuando los debates presidenciales en los que adelantan su postura frente a distintos temas de interés público.

En el primer debate, realizado ayer domingo 7 de abril, participaron Claudia Sheinbaum, candidata del oficialismo por la Coalición Morena, Partido del Trabajo y Partido Verde Ecologista de México; Xóchitl Gálvez, de la alianza opositora Fuerza y Corazón por México; y, Jorge Álvarez Máynez, del Movimiento Ciudadano, quienes se refirieron a la salud, educación, corrupción, transparencia, entre otros.

Las expectativas del sector energético están puestas en los próximos encuentros programados para el 28 de abril y 19 de mayo, donde se prevé que se compartan mayores precisiones para distintos sectores productivos, entre ellos el energético.

Por ello, participar en el evento Future Energy Summit México (FES México) resulta clave para entender grandes pendientes que se arrastran y anticiparse a nuevas iniciativas que puedan propiciarse en el próximo sexenio. Entradas Early Bird disponibles.

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Desde el ámbito privado se espera atento a que una nueva administración de gobierno llegue con medidas de política pública que mejoren el panorama inversor para las energías renovables en el mercado.

Y es que la gestión de Rocío Nahle como secretaria de Energía en el último lustro, trajo consigo la cancelación de las subastas de largo plazo -que en su momento habían impulsado el desarrollo de proyectos renovables utility scale-, y la omisión de aprobar y publicar reglamentaciones clave para un salto de la generación distribuida solar, como pudieron ser la ampliación del límite de 500 kW y la GD Colectiva.

Aquellas situaciones no cambiaron con la designación del Mtro. Miguel Ángel Maciel Torres al frente de la cartera energética a finales del año pasado. No obstante, sí se brindaron señales vinculadas a dar lugar a nuevos proyectos a través de una política energética más “integral y sostenible”. Por lo que el panorama hoy es más prometedor.

Entre las iniciativas impulsadas en los últimos meses, se destacan el establecimiento de Reglas de Operación del Consejo Consultivo para la Transición Energética (ver), la publicación del Atlas Nacional de Zonas con Alto Potencial de Energías Limpias (ver), la emisión de Lineamientos en materia de hidrógeno (ver) y la apertura de trámites de Solicitud de Concesión para Explotación de Recursos Geotérmicos (ver).

En atención a aquello, FES México propone paneles de alto nivel junto a referentes de asociaciones, empresas públicas y privadas, reguladores, entidades financieras, entre otras para abordar en profundidad los retos y oportunidades en el mercado.

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Ya confirmaron su participación:

Gerardo Pérez – CEO – EDF México
Alejandro Peón Peralta – Country Manager – Naturgy México
Felisa Ros – CEO México & Latam – Engie
Dario Leoz – Director General – Tuto Power
Hector Nuñez – North Latam Head of Sales – Sungrow
Victoria Sandoval – Sales Manager – JA Solar
Itzel Rojas – Senior Sales Manager México & Chile – Seraphim
Álvaro Villasante – Vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación – Grupo Energía Bogotá
Gastón Fenés – Co fundador y periodista – Future Energy Summit
Danilo Pacavita – Product & Solution Manager Mexico & Caribbean, Utility Business Group – Longi
Sergio Rodríguez – Chief Technology Officer – Solis
Vandy Ferraz – LATAM Product Manager – Risen
Luis Rafael Ordóñez Segura – CEO – Telener360
Jose Antonio Aguilar – Director General – Vive Energía
Luis Colín – Technical Sales Manager – Growatt
Jorge Musalem – Director Corporativo de Ingeniería y Proyectos de Infraestructura – CFE
Yolanda Villegas – Directora Legal de Compliance y Relaciones institucionales – Envases
Jose Francisco Castro – Energy Planning Manager – Ternium
Alejandro de Keijser – Director Energía y Sostenibilidad – De Acero
María José Treviño – Directora General – Acclaim Energy México
Romina Esparza Almaraz – Business Development Director – Black & Veatch
Vitor Rodrigues – Director técnico Latam and Iberia – GCL
Georgina Izquierdo Montalvo – Directora – INEEL
Israel Hurtado – Presidente – Asociación Mexicana de Hidrógeno
Sergio Ramírez – Sales Support Manager – Seraphim
Daniel Duque – C&I Manager – Exel Solar
Marco Ricci – Latam Sales Manager – Solis
Francisco Alcalde – Key Account Manager – Sungrow
Ángel Mejia – Presidente – AMIF

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

La Licitación Pública Internacional (LPI) Nº ETESA 01-24 continúa atrayendo a empresas locales y extranjeras interesadas en contratos de largo plazo para el suministro de potencia y energía renovable en Panamá.

“Hemos tenido un récord en la compra de pliego en esta licitación. Esto nos da lugar a decir que esto era algo bien esperado por todo el sector. Hasta el momento, tenemos 125 compradores y va subiendo”, aseguró José Barrios, gerente de Comercialización de la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA). 

De esta manera, el referente de ETESA dejó constancia que, en tan solo una semana, cuando eran 66 las empresas que inicialmente expresaron su voluntad de participar, ascendieron a casi el doble los participantes, dando cuenta del atractivo de invertir en este mercado. 

Ahora bien, durante la reunión aclaratoria de la LPI ETESA 01-24 del pasado jueves, donde se compartieron las generalidades de los pliegos de cargos, se emitieron más de 20 comentarios que se suman a los 200 ya que fueron recibidos por mail, con solicitudes de aclaraciones a grandes interrogantes en torno a esta convocatoria. 

Las dudas motivaron a que por un lado, generadores y fabricantes planteen prórrogas; y por otra, a que ETESA, como gestor de la convocatoria, evalúe adendas para asegurar la claridad durante el proceso previo a la celebración del acto de presentación y recepción de ofertas.   

¿Cuáles serían los temas cuestionados? Principalmente, se problematizó que se haya lanzado la convocatoria sin anticipar el cálculo de potencia firme para centrales híbridas, los requerimientos que habrá para la acumulación y respaldo energético, así como los parámetros y criterios que guiarán la operación con baterías y que hoy impiden modelar las ofertas, siendo estas obligatorias para tecnologías eólica y solar. 

Ahora bien, es preciso recordar que la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP) indicó que el acto de licitación está supeditado a la aprobación de la reglamentación por baterías. Y, hasta la fecha, ETESA aún está a la espera de que el regulador publique la normativa referente a esta tecnología para avanzar en el proceso. 

Además de la normativa de almacenamiento y cálculo de potencia firme para renovables con baterías, otros de los temas que plantearon interrogantes fueron la definición del precio del oferente virtual, la dualidad al considerar plantas existentes a las renovables que ya están operativas pero que contemplen una instalación futura de baterías y el contrato de base que se considera inmodificable. 

En lo vinculado a la definición del precio del oferente virtual, generadores cuestionaron la insistencia en un oferente virtual oculto, y propusieron que de hacer una nueva metodología para el cálculo del oferente virtual se lo haga público el precio tope resultante para que todos en igualdad de condiciones oferten a partir de allí; o bien que se mantenga oculto pero sea más amplio o flexible o diferenciado entre tecnologías, de manera tal que no se repitan experiencias de convocatorias sin cubrir la totalidad del suministro y que los 500 MW propuestos sean adjudicados. 

Por el lado de la dualidad al considerar plantas existentes a las renovables que ya están operativas pero que contemplen una instalación futura de baterías, se solicitó brindar mayor información sobre ese punto y alcanzar definiciones para que los eventuales proponentes definan finalmente bajo qué modalidad participar, ya que un gran condicionante es que las centrales existentes solo pueden acceder a contratos de hasta 10 años, mientras que las nuevas hasta 20 años. 

Y sobre el contrato que plantea la ASEP, que es aquel que se ha mantenido para convocatorias previas, agentes del mercado mayorista exhortaron a la revisión del mismo considerando que la dinámica del mercado así como la regulación están cambiando y existe el precedente de ajustes del contrato, no por decisión de las partes, sino por medio de resoluciones de autoridades de la Secretaría Nacional de Energía (SNE) durante la pandemia. 

En tal sentido, desde la empresa gestora aseguraron que ante demoras en la aprobación de la reglamentación de almacenamiento y la necesidad de trabajar en algunas enmiendas a partir de los comentarios recibidos, no están considerando la cancelación del proceso, sino “aplazar” el acto de licitación. 

“Definitivamente tenemos que hacer una adenda al pliego de licitación para dejar claro la metodología que vamos a utilizar”, indicó el gerente de Comercialización de ETESA.

¿Cuándo sabrán los proponentes si se realiza una adenda, enmienda o prórroga a la licitación? Según establece el Pliego de Cargos, los cambios, adiciones o modificaciones al pliego que ETESA proponga, deberán ser sometidos a consideración de la ASEP con por lo menos 45 días calendario, antes de la fecha fijada para la presentación de las ofertas, y ETESA deberá informar a todo aquel que haya obtenido copia del Documento de Licitación, con una antelación de por lo menos 30 días calendario antes de la fecha límite fijada para la presentación de las ofertas, de los cambios, las adiciones o modificaciones que ha aprobado la ASEP.

Algunas de las empresas que participaron de la reunión aclaratoria y que Energía Estratégica destaca por su contribución a la revisión de estos temas fueron: Electron Investment S.A., SB-1 Project Inc. (San Bartolo I), Santa Cruz Wind S.A., Abco Energy, Sparkle Power SA, Energía y Servicios de Panamá, S.A. (ESEPSA) Grupo Corporativo Naturgy, AES Panamá, Naiad Renovables, Hidroecológica del Teribe S.A., CMI Energía, Empresa Nacional de Energía SA (EMNADESA), Tempel Panamá S.A.; Ecoener; Vista Hermosa; Electrogeneradora del Istmo S.A.; Caldera Energy Corp.; Wind Energy Group; UKA Parque Eólico La Colorada S.A.; Acciona; Enel Fortuna; H&H Green Energy Corp.; y, Cox Energy. 

Estos generadores anticiparon entrelíneas que evalúan proyectos en las tres tecnologías hidro, solar y eólico, marcando como gran condicionante la incorporación de baterías en este proceso, algunos considerándola una tecnología no madura para contemplarla en sus ofertas y otros precisando que se aclaren a la brevedad las metodologías de calculo. 

La suma de tales interrogantes generó que una de las empresas que efectuaron comentarios ya haya confiado a Energía Estratégica que, de no acceder a más certezas durante este bimestre, no continuarán con el proceso. 

Un día que podrá ser decisivo será la reunión aclaratoria que se prevé para finales de mayo junto a Quantum America, encargados de la plataforma de adjudicación de ofertas, en la que se conocerá al detalle el software y metodología que se utilizará para evaluar las ofertas y lograr los precios más competitivos del mercado. 

Desde la Secretaría Nacional de Energía (SNE), la secretaria Rosilena Lindo Riggs, se pronunció a favor del intercambio de comentarios en estas instancias y transmitió certezas de que están trabajando para lograr definiciones que permitan a los proponentes brindar las mejores ofertas para esta convocatoria. 

“Entendemos esas inquietudes que todos compartimos respecto al tema de almacenamiento con baterías, que es un proceso que estamos llevando a cabo en transición y los procesos de transición llevan un espacio donde, en el momento que estamos lanzando esta licitación tenemos que abordar los desafíos también en legislación y en regulación. Paulatinamente nosotros esperamos resolver el punto álgido que ha salido desde que iniciamos la conversación y que es como el gran elefante en el medio de este salón y es cómo vamos nosotros a proveerles la información en tiempo para que ustedes puedan terminar de prepararse para esa licitación”. 

Y concluyó: “Desde el gabinete energético panameño que está formado por la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA), la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) y la Secretaría Nacional de Energía (SNE) estamos avanzando y vamos a estarnos comunicando con ustedes antes de que se venzan los tiempos para que puedan, de una manera informada, terminar de prepararse para esta licitación”. 

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CNE de Chile se posiciona con “optimismo” sobre la nueva licitación de suministro

La Licitación de Suministro 2023/01 de Chile está a la vuelta de la esquina. Mañana, martes 9 de abril es la fecha de presentación de las propuestas que buscarán abastecer el consumo eléctrico de los clientes regulados a partir del 2027 y 2028. 

Mientras que la apertura y evaluación de las ofertas administrativas de la convocatoria de suministro de 3600 GWh (1500 GWh en el bloque 1 y 2100 GWh en el bloque N°2) recién se darán a conocer a más tardar al día hábil siguiente. 

Por lo que desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile dieron a conocer las expectativas de la entidad y distinguieron los principales aspectos diferenciales que denotan a comparación de anteriores llamados de esta índole. 

“El proceso de venta de bases ha avanzado de buena manera, y percibimos que la industria mantiene interés en participar de los procesos de licitación de suministro a clientes regulados”. manifestó Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE en diálogo exclusivo con Energía Estratégica

“En cuanto a los resultados, será interesante analizar la ponderación de la industria respecto al desarrollo del mercado eléctrico, a los distintos riesgos asociados al suministro de dichos contratos, y la manera en que decide respaldar el suministro comprometido en cada una de las zonas”, agregó.

Mancilla no se arriesgó en cuanto al número de ofertas y posibles precios que se puedan dar en el proceso, ya que consideró que hay una serie de múltiples factores en torno a la industria eléctrica (como por ejemplo el suministro de componentes o el financiamiento), pero sí afirmó que “en esta oportunidad se han superado ciertas fuentes de incertidumbre”.

“Por ejemplo, a la fecha no existen dudas en torno al reglamento de potencia, y además se han incorporado diversas modificaciones a las bases de licitación para despejar riesgos asociados al pago de Servicios Complementarios de Control de Tensión (SSCC), costos sistémicos, desacoples, entre otros”, planteó.

“Todo lo anterior se ha visto reflejado en un alto interés en esta licitación por parte de actores con presencia en la industria eléctrica, como de nuevos actores, por lo que mantenemos prudente optimismo en torno a esta próxima licitación de suministro”, insistió. 

Para esta convocatoria se introdujeron una serie de cambios a las bases de licitación, tales como el pago de SSCC, la posibilidad de traspasar los costos sistémicos del mercado de corto plazo, la segmentación en bloques zonales (que se subdividen en tres Bloques de Suministro Horario) y la incorporación de un incentivo directo a medios de almacenamiento y de generación renovable con capacidad de regulación (hasta USD 15 MWh para cada bloque horario). 

“Ello entrega mayores herramientas al oferente, en el sentido de poder gestionar de mejor manera los riesgos asociados al suministro ofertado, y la manera en la cual estructura su oferta y los proyectos o fuentes de generación que la respaldan. Asimismo, supone un mayor desafío para quienes participen, los cuales deben ponderar cada uno de los riesgos y decidir la manera en que respaldan sus ofertas”, subrayó el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía. 

¿Qué significará para la CNE que se presenten proyectos con almacenamiento? Marco Mancilla destacó que la tecnología cuenta con un alto potencial y atributos bien valorados por la industria y los clientes, por lo que tendría un rol “relevante” en el proceso de transición energética. 

“Por ello esperamos, tanto para este proceso de licitación como para los futuros, una creciente participación de ofertas respaldadas mediante proyectos que contemplen sistemas de almacenamiento”, reconoció en conversación con este portal de noticias.  

“Ahora se deben abordar los desafíos de esta alta incorporación de energía variables en parámetros sistémicos que antes se daban por descontados, como estabilidad y fortaleza de red. En la medida que el retiro y reconversión de centrales a carbón se siga acelerando por parte de las empresas generadoras, el desafío de implementar las condiciones habilitantes para que esto ocurra en forma segura se vuelve prioritario y en eso precisamente la CNE junto con los demás actores públicos de la industria tendrá un rol relevante”, concluyó. 

Tras las declaraciones del secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía sólo resta esperar la cantidad de ofertas que se presenten en la Licitación de Suministro 2023/01; aunque es preciso recordar que primero se conocerán las ofertas administrativas y el 2 de mayo será la apertura e inspección de los sobres económicos y del precio de reserva. 

Mientras que el acto público de adjudicación, en caso de finalización de adjudicación en primera etapa de los bloques de suministro N°1 y N°2, será el miércoles 8 de mayo del corriente año. Pero en caso de ser necesaria una segunda etapa, la asignación de los proyectos ganadores se dará el 14 de mayo.  

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360 Energy propone tres medidas para impulsar proyectos renovables en Argentina

En el  megaevento de Future Energy Summit (FES) desarrollado en Argentina, más de 500 profesionales del ámbito local e internacional debatieron sobre los principales desafíos y oportunidades que presenta el sector renovable en el país.

Uno de ellos fue Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360 Energy, una empresa con amplia experiencia en la industria fotovoltaica del país, quien delineó tres medidas clave para potenciar aún más el desarrollo de proyectos renovables en Argentina. 

En primer lugar, propuso al gobierno actual desarrollar estrategias de crecimiento del sistema de transporte: “Es fundamental idear estrategias que permitan expandir la infraestructura de transporte de energía sin poner en riesgo a los inversores privados. Esto implica encontrar un equilibrio entre el sector público y privado para asegurar un desarrollo sostenible del mercado de energías renovables”.

Según Sbarbi Osuna, el segmento de utility en la industria solar está alcanzando un nivel de madurez significativo, con más de 5 GW instalados en un corto período de tiempo. No obstante, el crecimiento futuro de la industria dependerá en gran medida de la inversión en infraestructura de redes de transporte, un aspecto crucial para garantizar resultados exitosos en el sector.

“La receptividad de los grandes usuarios es muy buena: hoy hay más de 600 demandantes en la industria que entendieron la competitividad de la energía solar en cuanto a precio y descarbonización de sus operaciones. Argentina es tierra fértil ya que hay muchas oportunidades de negocio para explotar, pero se necesita mayor inversión en infraestructura. Sin ello, no tendremos grandes resultados”, insistió.

Como segunda medida, llamó a trabajar en cuestiones arancelarias para facilitar el acceso a la tecnología. Y agregó: “Es crucial establecer políticas que permitan un acceso más fácil y económico a la tecnología necesaria para los proyectos renovables. La estabilidad en los pagos y la cadena de suministro son esenciales para mantener precios competitivos en el mercado”.

A su vez, el ejecutivo recomendó mejorar las condiciones macroeconómicas que atraviesa el país para el despliegue de nuevas inversiones.

 “La estabilidad macroeconómica es vital para atraer inversiones y acceder a tasas de financiamiento competitivas a nivel internacional. Es necesario que el gobierno actual continúe trabajando en políticas que promuevan un entorno económico favorable para los proyectos renovables y brinden certeza jurídica”, insistió.

Fuerte presencia en el país

360 Energy ha estado operando en la industria solar argentina durante varios años, centrándose especialmente en el mercado del MATER (Mercado a Término de Energías Renovables).

En cuanto a los proyectos específicos en los que 360 Energy está trabajando actualmente, Sbarbi Osuna mencionó un proyecto de 128 MW en La Rioja, con una primera etapa de 36 MW que ya ha entrado en funcionamiento comercial. 

Además, la empresa tiene planes para desarrollar proyectos híbridos de energía solar y batería en el futuro próximo, así como otros proyectos en la provincia de Entre Ríos. 

“Para julio tenemos también 3 proyectos en RenMDI chicos de la licitación que hizo la administración anterior. Los tres proyectos que nos adjudicaron son los únicos solares a batería y la idea es llevarlos adelante el año que viene. También tenemos 150 MW con probabilidad de despacho en otros proyectos en Entre Ríos”, describió. 

Asimismo, están explorando oportunidades internacionales para expandir sus operaciones, con un enfoque en la descarbonización a través de la autogeneración de energía.. En efecto, reveló que están analizando para el 2024 unos 20 proyectos en 10 países de América, Europa y norte de África.

 

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Solis pone el foco en las nuevas reglas del mercado renovable en Argentina

Solis, empresa de origen chino con 19 años de experiencia en la electrónica de potencia para el sector fotovoltaico, participó del mega evento FES Argentina, organizado por Future Energy Summit (FES) en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. 

Sergio Rodriguez Moncada, chief technology officer de la empresa, y Marco Ricci, sales manager de la compañía, formaron parte de distintos paneles de debate durante la jornada en donde explicaron los diferenciales de Solis y analizaron el papel que pueden tener las políticas para acrecentar la matriz renovable en Latinoamérica. 

“Las políticas definen cómo se moverá el mercado. En LATAM estamos viviendo cambios políticos importantes y esperamos que los gobiernos sean facilitadores para fomentar más las renovables, porque actualmente el reto no es tecnológico, sino que es político, económico y comercial”, sostuvo Rodríguez. 

Mientras que Marco Ricci se refirió minuciosamente a la situación en Argentina y la evolución de la generación distribuida y apuntó que los principales limitantes son los subsidios energéticos (por el alto retorno de inversión que ello implica) y el cupo a la importación de sistemas fotovoltaicos, por lo que destacó la importancia de contar con una política firme al respecto. 

“Para empezar un desarrollo y hacer un cambio cultural, lo primero será cumplir con una reglamentación clara, porque de lo contrario ningún inversionista o fabricante se atreverá a ingresar al mercado. Y ya una vez se tengan determinadas reglas y se abra un mercado real solar, Argentina se podrá convertir en una potencia en la materia”, subrayó el sales manager. 

Rodríguez Chirillo difundió su plan de inversiones para energías renovables en Argentina

“No es sólo quita de subsidios, sino también posibilidades de financiamiento o liberar la importación. Hechos paralelos a abrir la economía, ya que al reactivarla los usuarios tendrán mayor poder adquisitivo”, agregó. 

“También es cuestión de empujar un poco más y contar con partners locales, EPCistas, instaladores dispuestos a arriesgar en el mercado y ofrecer ese tipo de soluciones al mercado argentino”, complementó Rodriguez Moncada durante el evento que reunió a más de 400 referentes del sector renovable de la región. 

Solis incrementa su apuesta por Argentina, a la espera de reglas claras a largo plazo

El papel del storage en la región

Los sistemas de almacenamiento cada vez son más vistos en Latinoamérica, al punto que los países avanzan con regulaciones y normativas específicas y el sector privado poco a poco desarrolla más proyectos de esa índole, ya sea pilotos o hasta de gran escala. 

Desde Solis no se quedarán atrás en esta tendencia y seguirán innovando en el sector fotovoltaico con soluciones híbridas para todos los segmentos de mercado. 

“Todos los productos que lanzaremos en los próximos años serán con almacenamiento, entonces se adaptarán a las necesidades de cada mercado porque el futuro de la generación distribuida, el sector comercial – industrial y la gran escala es el almacenamiento”, afirmó el chief technology officer de la compañía. 

“Se ve un rol muy claro sobre el almacenamiento. Ya no es el futuro, sino que es el presente. Es una tecnología relativamente joven, que se está integrando al mercado casi que sin tener historial (…) Por ello no se debe limitar el desarrollo tecnológico y la libre competencia desde el punto de vista legislativo”, se refirió Marco Ricci al ser consultado en otro de los paneles de debate. 

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Con experiencia en más de 15 GW renovables en Latam, Diprem busca ampliar su presencia en la región

Latinoamérica se encuentra en una posición privilegiada cuando se trata de aprovechar el potencial de las energías renovables. Con abundantes recursos naturales y una creciente demanda de energía, la región ofrece un escenario propicio para el impulso de fuentes de energía limpia y sostenible.

Bajo esta premisa, en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Gastón Nuñez, director de Gestión Comercial en Diprem, destacó el compromiso de la compañía en contribuir al desarrollo y promoción de proyectos de energías renovables en América Latina.

Con una trayectoria de más de dos décadas en el sector, la empresa ha consolidado su  posición como líder en gestión empresarial, al ofrecer servicios integrales que abarcan desde la dirección de obra hasta el reclutamiento especializado.

“En el ámbito de la industria renovable, ofrecemos servicios de dirección de obra,  reclutamiento, selección y outsourcing, así como también servicios especializados en calidad, seguridad y salud ocupacional, medio ambiente y control documental. Hemos participado en más de 15 GW en diferentes tipos de energía en estos 20 años”, afirma Nuñez.

Y agrega: Durante el año 2023, Diprem experimentó un crecimiento sólido y continuo, consolidando su posición como líderes en gestión empresarial en América Latina.  Para el año 2024, esperamos seguir expandiendo nuestras operaciones y servicios, anticipando un crecimiento significativo en línea con las tendencias del mercado y las oportunidades emergentes en el sector de las energías renovables”.

Presencia regional y mercados más atractivos

Actualmente, la compañía tiene presencia en Estados Unidos y en varios mercados de América Latina, tales como Argentina, Chile, Perú, Colombia, México, Brasil, Uruguay, Bolivia, Panamá y República Dominicana. 

Nuñez destacó que todos estos países ofrecen un gran potencial para la compañía, especialmente aquellos que están experimentando un rápido crecimiento en el sector de las energías renovables y donde se están implementando políticas favorables para su desarrollo.

En efecto, Diprem ha participado en varios proyectos destacados en la región, como los Teros 1 y 2 en la ciudad de Azul, Buenos Aires, y el Parque Eólico Cañadon Leon, Santa Cruz (ambos en Argentina).

También han brindado servicios en los parques eólicos El Nogal y El Maitén (Chile) y en El Mezquite (México), entre otros. 

Retos del sector

Según el ejecutivo, los grandes desafíos que presenta la región incluyen la disponibilidad de talento, la formación profesional y la necesidad de reglas claras y políticas de incentivo por parte de los organismos estatales. 

En este contexto, la profesionalización del sector es un reto clave para la actividad de la firma, que se compromete a contribuir a través de soluciones innovadoras y servicios de calidad.

En tanto al marco normativo, Nuñez propone una serie de cambios regulatorios en los países de América Latina para impulsar las energías renovables, como incentivos al desarrollo, facilitación de financiamiento, agilización de los permisos de construcción y gestión de habilitaciones, sin descuidar los aspectos ambientales, sociológicos y económicos del país.

“Se debe cumplir la ley. Obtener las habilitaciones y permisos en varios países de la región demora mucho tiempo. Se debe facilitar las gestiones de venta de energía con el objetivo de buscar un beneficio para el país, las compañías y la sociedad en general”, concluye.

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Risen Energy analizó los factores claves para la evolución de los sistemas fotovoltaicos

Vanderleia Ferraz, gerente de Producto para Latinoamérica de Risen Energy, dijo presente en el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean que tuvo lugar en República Dominicana y que dejó grandes anuncios entre los más de 500 asistentes de la cumbre. 

Ferraz marcó qué se necesita para una mayor penetración de las renovables en la región, por lo que si bien destacó que la búsqueda siempre será aumentar la eficiencia de los módulos solares, también existen otros factores a tener en cuenta. 

“Cuando migramos de celdas P-Type a N-Type tuvimos grandes logros de eficiencia con la tecnología HJT pero hay otros parámetros eléctricos y de calidad que se pueden mejorar. Por ejemplo, podemos mejorar el coeficiente de pérdida de temperatura, la degradación y más generación a lo largo del tiempo del proyecto, como también los menores costos del balance del sistema con los trackers, tuberías, cableados y más”, subrayó. 

Además, planteó que la tendencia es hacia una tecnología de celda de N-Type, ya sea TOPCon o HJT (Heterojunction Technology), siendo esta última en la que se enfocan desde Risen Energy. 

Apuesta se fundamenta en la creencia de que la HJT representa una de las tecnologías más prometedoras para el futuro, capaz de maximizar la producción de energía por cada kilovatio instalado y reducir así los costos energéticos, aumentando la atractividad de los proyectos.

“La diferencia está en que sólo para producir la topología de celda HJT no se pueden utilizar las plantas fabriles existentes ni todos los fabricantes desarrollarán esta tecnología, pero sí es la que llegará con mayores valores de eficiencia hacia el futuro cuando tengamos las celdas solares tándem”, explicó Ferraz. 

Cabe recordar que la compañía cuenta con más de 40 GW de capacidad de producción de módulos fotovoltaicos y 33 GW de celdas, dentro de las cuales destina más del 30% de su capacidad de producción a la fabricación de módulos HJT. 

Y su presencia en Latinoamérica es muy fuerte en Brasil donde más del 25% de paneles de generación distribuida son Risen. Hecho relevante para el mercado ya que dicho país se consolida como el país de la región con mayor potencia instalada en generación distribuida solar, con más de 27,5 GW 

Por lo que la gerente de Producto para LATAM de Risen Energy es una voz autorizada para comentar cómo otros países pueden aplicar lo aprendido en Brasil para hacer crecer la adopción de esa alternativa de generación renovable. 

“Los incentivos fueron dos. El primero de ellos fue el contexto normativo, ya que desde 2012 Brasil desarrolló la regulación para la GD, que trae muchos beneficios al necesitar menos inversiones en la infraestructura general del país. Mientras que el otro factor fue el beneficio financiero al invertir en renovables”, apuntó. 

Si a ello se le añade que los costos de los productos son más accesibles y que la industria tecnológica migra del tipo de celdas P-Type a N-Type, la ecuación facilita que haya más plantas renovables con mayor generación por cada kilowatt instalado y menores costos en la instalación. 

“Es decir que hay un aspecto tecnológico en el que equipo conlleva menor inversión y mayor generación. Son los dos aspectos para que se incentive más las inversiones en renovables y también es muy importante el punto de la generación distribuida, que en Brasil fue el líder de la expansión renovable de la energía solar”, insistió.

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LONGi obtiene la calificación plata en sostenibilidad otorgada por EcoVadis por sus excelentes resultados en materia de ESG

LONGi, líder mundial en tecnología solar, anunció hoy que EcoVadis, la plataforma internacional de evaluación de la responsabilidad social corporativa (RSC), le concedió la calificación plata en su más reciente índice de sostenibilidad. Este galardón pone de manifiesto los excelentes resultados de LONGi en materia de desarrollo medioambiental, social y de gobernanza (ESG), consolidando aún más su posición de liderazgo en la industria fotovoltaica mundial.

EcoVadis es una plataforma de calificación global especializada en evaluar el rendimiento medioambiental, social y de gobernanza (ESG) de las empresas. Esta se basa en las principales normas de responsabilidad social corporativa, entre ellas la Global Reporting Initiative (GRI), las normas ISO 26000, y de acuerdo con la lógica de gestión de la sostenibilidad PDCA (Planificar-Hacer-Verificar-Actuar), una evaluación exhaustiva de las tres dimensiones de políticas, acciones y resultados corporativos.

La capacidad de ganar medallas puede reflejar los esfuerzos y logros de las empresas en la promoción de estrategias de desarrollo sostenible, la aplicación de acciones eficientes y la consecución de resultados significativos.

Haber obtenido la calificación plata por parte de EcoVadis no es sólo un reconocimiento al desempeño de LONGi en el campo del desarrollo sostenible, sino también un estímulo a los continuos esfuerzos por promover la innovación tecnológica en energía verde y contribuir a los objetivos globales para alcanzar la neutralidad de carbono.

LONGi detalló su estrategia de desarrollo sostenible y sus compromisos en su último Libro Blanco de Acción por el clima 2023.

La empresa no solo se ha sumado a iniciativas climáticas globales como RE100, EP100, EV100 y SBTi, sino que también presentó el concepto sostenible «Solar for Solar«, cuyo objetivo es producir soluciones solares con energía solar, logrando la autosuficiencia y la neutralidad de carbono en el proceso de producción. Además, LONGi promueve activamente la construcción de una «Fábrica Net Zero«, reduciendo significativamente las emisiones de carbono en el proceso de producción mediante el uso de energías renovables, medidas de ahorro energético y la recuperación de gases de escape.

En el futuro, LONGi seguirá adhiriéndose a los principios del desarrollo sostenible y colaborando con socios estratégicos alrededor del mundo para contribuir a un futuro más sostenible y con bajas emisiones de carbono.

Sobre LONGi

Fundada en el año 2000, LONGi se ha propuesto ser la empresa de tecnología solar líder en el mundo, enfocada en la creación de valor orientada al cliente para lograr la transformación energética para todos los escenarios.

Con la misión de «Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible», LONGi se ha dedicado a la innovación tecnológica y ha establecido cinco líneas de negocio, que abarcan las obleas, las celdas y módulos de monosilicio, las soluciones de generación distribuida para uso comercial e industrial, las soluciones de energía verde y los equipos de hidrógeno. La empresa ha perfeccionado sus capacidades para proporcionar energía renovable y, más recientemente, también ha adoptado productos y soluciones de hidrógeno verde para alcanzar un crecimiento global sin emisiones de carbono.

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MEGSA-ENARSA: Subastas de GNL regasificado. Precio mínimo U$D 12,90

ENARSA ofrecerá al mercado interno gas natural proveniente de la regasificación de los cargamentos de GNL recientemente adquiridos, a un precio mínimo de venta que contempla el costo de dichos envíos más los costos operativos asociados (12,90 USD/MMBTU).

Las subastas anunciadas para el 9 y 10 de abril corresponden a la primera remesa, que se prevé ingrese a Escobar el 20 de abril, indicó el Mercado Electrónico del Gas, MEGSA. El Período de abastecimiento es 22/04 a 14/05.

El lunes 9/4 se realiza la subasta destinada a la Demanda Prioritaria (Distribuidoras). El martes 10/4 se realizará la subasta destinada a Otros Consumidores en General (Centrales térmicas, Industrias, Comercializadores).

Se trata de contratos en condición Firme, en moneda USD/MMBTU, con un Precio mínimo: 12,90 USD/MMBTU.

La modalidad es en sobre cerrado (los compradores no ven las ofertas de los otros oferentes), por volúmenes de compra en múltiplos de 250.000 metros cúbicos día.

La asignación de volúmenes de este gas es según ordenamiento de ofertas de compra por precios de mayor al menor hasta agotar el volumen en venta. De ser necesario se aplicará prorrateo.

Los Agentes de MEGSA participan directamente. Quienes no lo sean deberán hacerse representar por uno que cumpla dicha condición, se indicó.

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Proyecto Andes: el Banco Santander abrió de forma oficial el proceso de venta de 55 campos convencionales de YPF

El Banco Santander abrió la semana pasada de manera oficial el proceso de venta y cesión de 55 áreas convencionales operadas por YPF en seis provincias petroleras: Chubut, Santa Cruz, Neuquén, Mendoza, Río Negro y Tierra del Fuego. La iniciativa fue bautizada dentro de la petrolera como ‘Proyecto Andes’.

La entidad envió el viernes durante la tarte a las empresas interesadas una presentación inicial que enumera cuáles son los campos maduros de los que pretende desprenderse YPF bajo el paraguas del plan estratégico diseñado por el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, que prevé que esos campos pasen a ser explotados por operadoras más pequeñas o independientes que se enfoquen en la eficientización productiva de reservorios que llevan décadas en actividad. EconoJournal accedió al documento que describe los clústers en que están agrupadas las áreas que prevé ceder YPF. La petrolera bajo control estatal prevé comunicar oficialmente el lanzamiento del proceso este lunes.

La documentación enviada por el Banco Santander, que estará a cargo del proceso de venta, es apenas un primer contacto formal con posibles empresas compradoras. Las que demuestren interés deberán firmar un acuerdo de confidencialidad (Non Disclosure Agreement o NDA, por sus siglas en inglés) para poder acceder al data room con los datos técnicos y económicos de las áreas, así como también a las condiciones de venta que definió YPF. Luego, los interesadas tendrán un plazo de alrededor de 30 días más para formular ofertas concretas por cada uno de las áreas. El objetivo de YPF es tratar de finalizar el proceso en julio. El retiro de los campos maduros de la empresa había sido aprobado por el Directorio de la compañía en marzo pasado.

En la documentación a la que accedió EconoJournal se detalla cómo quedaron integrados los clústers (grupos) de bloques en cada una de las empresas. YPF diseñó un paquete de forma tal que en un mismo cluster convivan áreas de mayor interés con otras que tienen menor potencial. Fue la manera que encontró la petrolera que dirige Marín para desprenderse no sólo de los yacimientos productivos, sino también de áreas marginales mucho menos atractivas.

Los interesados deberán ofertan por todo el cluster de bloques, que están definidos en el archivo que envío el viernes el Santander. La única provincia de la que aún no se dio a conocer información es Santa Cruz, dado que YPF aún está terminando de discutir con la gobernación que encabeza Claudio Vidal cómo se estructurará el proceso de venta en esa provincia. Lo más probable es que la mayor parte de los bloques operados por YPF sean revertidos a Fomicruz, la empresa provincial de Santa Cruz, para que sea la compañía pública la encargada de relicitar las áreas.

Clúster y áreas

En Mendoza, YPF aspira a retirarse de 14 áreas convencionales, que fueron divididas en tres clústers: Mendoza Norte, agrupa a los bloques maduros Barrancas, Río Tunuyan, Ceferino, Mesa Verde, La Ventana y Vizcacheras. La producción total de Mendoza Norte, ubicado sobre la cuenca Cuyana, es de 11.725 barriles diarios de petróleo (bbl/d), mientras que suma 99 km3/d de gas.

Mendoza Sur, que está también en la cuenca Neuquina, contiene El Portón, Chihuido de la Salina, Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo, Chuhuido de la Salina S y Concluencia Sur. Produce 2.090 bbl/d de crudo y 844 km3/d de gas. El clúster Llancanelo cuanta con las áreas Llancanelo y Llancanelo R y produce 1.818 bbl/d de petróleo y 2 km3/d de gas.

Por su parte, Río Negro (dos campos) tiene el clúster SP-PB con el área Señal Picada – Punta Barda, que produce 4.022 bbl/d de petróleo y 86 km3/d de gas y el clúster EFO, donde está el campo Estación Fernández Oro, con una producción de 1.389 bbl/d de crudo y 890 km3/d de gas.

En tanto, Chubut (cinco campos) tiene el clúster El Trébol con el área El Trébol – Escalante, con 7.112 bbl/d de petróleo y 38 km3/d de gas, y el clúster Campamento Central – Cañadón Perdido con el área homónima, que alcanza los 1.546 bbl/d de crudo y 5 km3/d de gas. Además, Chubut cuenta con el clúster que agrupa a las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga con 416 bbl/d de petróleo y 15 km3/d de gas.

La provincia de Neuquén (siete áreas) tiene Neuquén Norte que agrupa los campos maduros Señal Cerro Bayo, Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz y Las Manadas y produce 2.665 bbl/d de crudo y 121 km3/d de gas. El clúster Neuquén Sur con Al Norte del Dorsal, Octágono y Dadin y tiene una producción de petróleo de 1.266 bbl/d y 419 km3/d de gas.

Por último, Tierra del Fuego (dos bloques) tiene las áreas en un mismo cluster (TDF) con los campos Poseidón y Magallanes, con una producción de 1.693 bbl/d de crudo y 1.131 km3/d de gas.

, Roberto Bellato