Comercialización Profesional de Energía

Informacion

Informacion y analisis del mercado energetico por especialistas.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

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.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

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

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Las reservas probadas de petróleo en Brasil crecieron 7% en 2023

En 2023 se registró un aumento del 6,98% en las reservas probadas de petróleo , respecto al 2022. También hubo un aumento del 3,81% en el volumen relativo a la suma de las reservas probadas y probables y del 2,26% en el suma de probado, probable y posible .

Los datos provienen del Boletín Anual de Recursos y Reservas (BAR) de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP), de reciente publicación. El BAR proporciona información consolidada sobre las reservas brasileñas de petróleo y gas natural declaradas en 2023. La publicación presenta datos de reservas por unidad de la Federación, la proporción de reservas probadas, posibles y probables por cuenca, la producción acumulada por cuenca y estado y la fracción recuperada (total acumulado producción dividida por el volumen de recursos existentes, es decir, el volumen total de petróleo en los yacimientos) por cuenca.

Las empresas contratadas para la exploración y producción en Brasil declararon 15.894 millones de barriles de petróleo de reservas probadas; 22.779 millones de barriles de reservas probadas + probables; y 27.531 millones de barriles de reservas probadas + probables + posibles.

Así, la tasa de reposición de reservas probadas de petróleo (TIR 2023/2022) fue del 183,54%, representando alrededor de 2.278 millones de barriles en nuevas reservas. El índice de reposición de reservas indica la relación entre el volumen apropiado y el volumen producido en el período considerado.

En el caso del gas natural, se declararon 517.077 millones de metros cúbicos de reservas 1P, 640.979 millones de m³ de reservas 2P y 704.694 millones de m³ de reservas 3P, lo que corresponde a un aumento en números absolutos del 27,12%, 23,79% y 25,35% respectivamente, en comparación con hasta el año 2022.

Las variaciones ocurridas en el volumen de las reservas brasileñas de petróleo y gas natural se deben a la producción realizada durante el año, reservas adicionales derivadas de nuevos proyectos de desarrollo, declaraciones de comercialidad y revisión de las reservas del campo por diferentes factores técnicos y económicos.

Las reservas probadas corresponden a la cantidad de petróleo o gas natural que el análisis de datos de geociencias e ingeniería indica con razonable certeza como comercialmente recuperable, en la fecha de referencia del Boletín Anual de Recursos y Reservas. Cuando se utilizan métodos probabilísticos, la probabilidad de que la cantidad recuperada sea igual o mayor que la estimación debe ser al menos del 90%.

En las reservas probables, la probabilidad de que la cantidad recuperada sea igual o mayor que la suma de las reservas probadas y probables estimadas debe ser de al menos el 50%. En el caso de reservas posibles, la probabilidad de que la cantidad recuperada sea mayor o igual a la suma de las estimaciones de reservas probadas, probables y posibles deberá ser de al menos el 10%.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Continúa la incertidumbre entre los importadores de paneles solares

Una de las principales barreras que enfrentó el sector fotovoltaico en los últimos años estuvo ligada a la importación de elementos necesarios para la construcción de paneles a raíz de la inestabilidad en la administración y de los constantes cambios en la tramitación.

En su momento, la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) presentó una carta al por entonces ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, cuestionando el hecho de que los paneles solares no fueran considerados como bienes capitales.

Hoy en día, algunas voces del sector privado reconocen que parte de esas trabas se han ido eliminando con el nuevo Gobierno de Javier Milei. Sin embargo, también advierten que muchos actores aún se muestran reticentes a traer elementos fotovoltaicos al país.

En diálogo con EconoJournal, el socio gerente de Argenware SRL, Gonzalo Rodríguez, confirmó este diagnóstico. “Si bien parece que se están destrabando algunas barreras, todavía hay actores que no se atreven a hacer importaciones de equipamiento”, señaló.

Este posicionamiento del sector, explicó, se debe a la falta de estabilidad en los términos para ingresar al medio local los elementos fotovoltaicos, una situación habitual durante el pasado gobierno de Alberto Fernández. No obstante, precisó el directivo, con Milei el Impuesto País subió desde un 7,5% a un 17,5 por ciento. “El sector está esperando que se logre una estabilidad en ese sentido, que se sepa cuánto tiempo durarán los actuales valores”, sostuvo.

Inseguridad cambiaria

Otro aspecto donde se percibe inestabilidad entre las empresas y constructores locales pasa por el valor del dólar a la hora de importar, ya que las firmas no saben si tienen acceso al mercado libre de divisas.

Según Rodríguez, este obstáculo afecta principalmente a los pequeños y medianos actores, que son quienes necesitan realizar pedidos puntuales, no como las empresas distribuidoras que han continuado con las importaciones en pos de tener un stock constante. “Todos mis clientes que están con proyectos de mediana potencia me comentaron que, al menos hasta el segundo semestre de este año, no tienen planeada ninguna importación”, reveló. 

La decisión de no importar hasta la segunda parte de 2024, expresó, también estará sujeta a la situación del país, a la espera de que la misma se estabilice. “Nadie sabe realmente qué puede suceder con el correr de los meses, porque el nuevo gobierno entró con un discurso, pero hoy en día se desconoce el futuro del escenario económico”, comentó.

Hasta no estar seguros de los números finales con los que van a hacer una importación, indicó, los dueños de los proyectos no quieren ejecutar negocio alguno. “El fabricante o el distribuidor extranjero prefiere esperar a qué se tenga esta certidumbre para accionar. Cotizarle a alguien de la Argentina no tiene sentido. El mercado local es muy pequeño todavía y las reglas del juego no son claras”, se lamentó.

Desde su óptica, los inversores en el sector también se encuentran a la espera de la decisión que tomará el Gobierno nacional con respecto al valor de las tarifas energéticas.

Cabe recordar que a comienzos de este año el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, anticipó un “sinceramiento” de dichos valores, que actualmente representan un 45% del costo mayorista real. “Sin embargo, para que esta tecnología despegue totalmente en la Argentina hacen falta meses y meses de estabilidad, tanto en lo político como en lo económico”, concluyó el directivo.

, Julián García

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Edesur instaló uno de los dos transformadores que precisa la subestación destruida por el incendio en Caballito

Este miércoles la distribuidora Edesur energizó con éxito el primer transformador de 80 megavolt-ampere (MVA) de la subestación Caballito, que el último sábado 10 de febrero se prendió fuego y quedó totalmente destruida. El nuevo transformador está a cielo abierto porque el edificio quedó sin techo. Luego de la instalación del primer transformador -de los dos que necesita- este jueves Edesur pudo “transferir el servicio de los generadores a la red de una buena cantidad de los 100.000 usuarios totales que fueron afectados por el incendio”, según indicaron fuentes de la distribuidora a EconoJournal.

El primer transformador de 80 MVA que instaló Edesur en la subestación Caballito.

En las últimas horas, Edesur comenzó a apagar y retirar algunos de los gigantescos grupos electrógenos que tuvo que instalar en las inmediaciones de la subestación para abastecer a los usuarios. En total, había conectado 48 megawatts (MW) a partir de 35 grupos electrógenos de gran potencia y siete equipos Four Packs, que son los containers que se instalan cuando hay cortes de electricidad prolongados.

Según cálculos de la compañía, el alquiler de los equipos y el consumo de gasoil demandaron hasta ahora más de 10 millones de dólares. Luego de la instalación del transformador nuevo, Edesur dejará los equipos Four Packs, que harán de back up hasta que ingrese en operación el segundo.

Equipos

La distribuidora estima que a fines de mayo estará operativo el segundo transformador de 80 MVA, una unidad de potencia utilizada en grandes instalaciones de generación de energía eléctrica. En total, la subestación recuperará los 160 MVA originales distribuidos en el incendio a partir de dos transformadores AT/MT de 80 MVA cada uno, con cuatro barras y 8 salidas MT por sección. También instalará los nuevos tableros de operación.

El edificio de la subestación Caballito tiene 25 metros de frente por 40 de fondo y quedó destruido por completo. Edesur terminará la reconstrucción de la parte eléctrica a fines de mayo, pero la obra civil estará lista en octubre o principios de noviembre. “Normalmente construir una subestación de estas dimensiones demora casi dos años”, señalaron fuentes del sector eléctrico a EconoJournal.

La subestación Caballito está ubicada en José María Moreno 333 de la ciudad de Buenos Aires y se renovó y repotenció en 2015, según informaron desde Edesur. Transforma la energía de alta a media tensión y se distribuye en baja a los hogares y comercios. Las llamas destruyeron la planta baja y el primer piso por completo.

Luego del apagón que se provocó, Edesur pudo abastecer una parte desde otras subestaciones, pero quedaron más de 60.000 usuarios sin servicio. Según informó la distribuidora, que pertenece al grupo italiano Enel, el incendio se provocó cuando una cuadrilla realizaba trabajos programados y hubo una filtración de aceite en una máquina de tratamiento que se utiliza para realizar el mantenimiento en los transformadores.

, Roberto Bellato

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Chevron Argentina y la Universidad Patagonia Argentina se unen para formar operadores en Petróleo y Gas

Chevron Argentina y la Universidad Patagonia Argentina anunciaron el lanzamiento de un programa para formar operadores de petróleo y gas en Rincón de los Sauces, Neuquén. La iniciativa apunta a personas con ciclo secundario completo y busca desarrollar habilidades laborales en las actividades y procesos de la industria de petróleo y gas.

Las capacitaciones se estructuran en cinco módulos que otorgan certificaciones parciales y generarán una salida laboral en Vaca Muerta, con competencias ajustadas a sus necesidades.

Los ejes que cubre el programa incluyen la seguridad laboral e higiene profesional en el marco de la actividad hidrocarburífera, así como el mantenimiento general y la cultura de las organizaciones. Estos ejes recorren las cuatro áreas que forman al operador en el conocimiento de tareas básicas en los procesos de perforación, fractura hidráulica, operación de planta, producción y mantenimiento.

Para poder certificarse en la Diplomatura como Operador Junior para la Industria de Gas y Petróleo es necesario cursar un módulo introductorio nivelador, para luego completar los 4 cursos módulos restantes, que van otorgando certificaciones parciales a medida que los estudiantes los aprueban. Esto ayuda a acelerar la inserción laboral, en un contexto de alta demanda de habilidades para la industria.

La iniciativa

Marcelo Loyarte, rector de la Universidad Patagonia Argentina, comentó al respecto: “Esta alianza con Chevron Argentina nos permitió diseñar un programa a medida de las necesidades de la industria. Los contenidos se prepararon con la participación de mandos medios de la empresa, con sólidos conocimientos y experiencia en operaciones, para establecer con precisión los distintos aspectos de la formación. Esta iniciativa da respuesta a una demanda recurrente de la industria para incorporar personal calificado”.

Por su parte, Dante Ramos, Gerente de Asuntos Corporativos de Chevron América Latina, indicó: “Esta capacitación es una propuesta que permite continuar y potenciar la experiencia educativa virtuosa que construimos durante los últimos dos años en Rincón de los Sauces. Con este programa, damos un paso más para fortalecer el vínculo entre el mercado laboral y la formación técnica, desarrollando mano de obra calificada vinculada a las actividades del sector de petróleo y gas en las zonas donde operamos, y así facilitar la salida laboral en la industria”.

El Municipio de Rincón de los Sauces ha dado apoyo a esta iniciativa, reconociendo el valor de la academia en la articulación público-privada de iniciativas para aportar soluciones concretas a la formación de personal calificado que la industria de gas y petróleo requiere, según precisaron.

De acuerdo con lo informado por la Universidad, las preinscripciones arrancan en marzo de 2024, para iniciar clases a fin de abril y finalizar la cursada en diciembre de 2024. La modalidad incluye encuentros presenciales en instalaciones áulicas de Rincón de los Sauces y clases virtuales.

Para más información sobre el programa, enviar mail a capacitaciones@upatagonia.edu.ar ó por WhatsApp al 2993249679

La entrada Chevron Argentina y la Universidad Patagonia Argentina se unen para formar operadores en Petróleo y Gas se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Shell busca una licencia a largo plazo para importante proyecto de gas en Venezuela

La petrolera Shell está buscando una licencia a largo plazo de EE.UU. antes de tomar una decisión final de inversión en el proyecto de gas natural en el yacimiento Dragon en Venezuela.

El yacimiento Dragon se encuentra en aguas venezolanas, cerca de la frontera marítima con Trinidad y Tobago, y contiene hasta 4,2 billones de pies cúbicos de gas.

Trinidad necesita el combustible para abastecer sus industrias de gas natural licuado y petroquímica, y Venezuela quiere abrir una nueva fuente de ingresos por exportaciones.

En enero de 2023, Washington concedió a Trinidad una licencia de dos años para negociar y desarrollar Dragon, con Shell como operador y las empresas estatales PDVSA, de Venezuela, y National Gas Company (NGC), de Trinidad, como participantes en el proyecto.

Ahora, Shell estaría buscando una licencia de 15 años para desarrollar el yacimiento con NGC, esperando una decisión positiva, incluso más adelante, antes de invertir 1.000 millones de dólares.

Estados Unidos modificó la licencia en octubre de 2023, ampliando su validez hasta octubre de 2025 y permitiendo a Venezuela recibir en efectivo los ingresos procedentes de las ventas de gas.

El gobierno venezolano, por su parte, en diciembre dio luz verde al proyecto mediante una licencia de 30 años, otorgando a Shell y NGC los derechos para producir el gas y exportarlo a Trinidad.

Trinidad espera que la decisión final de inversión (FID) para Dragon, el último paso para determinar si se sigue adelante con su sanción y construcción, llegue el año que viene. Para cuando expire la actual licencia estadounidense, la FID y el primer gas podrían no estar listos, lo que crearía la necesidad de una nueva autorización.

“Obviamente, una licencia de dos años tiene un plazo y ésta es una transacción que llevará más de dos años”, declaró a Reuters en marzo el ministro de Energía de Trinidad, Stuart Young, al margen de la conferencia sobre energía CERAWeek de Houston.

El calendario se convierte en un problema con la licencia actual emitida en enero de 2023, con una breve prórroga, que expira en octubre de 2025, lo que podría no ser tiempo suficiente para que el primer gas esté listo para producir.

Ahora bien, está latente la posibilidad de una reactivación este mes de las sanciones por parte de EE.UU. en contra de Venezuela, todo a raíz que el líder venezolano Nicolás Maduro ha violado las condiciones para la exención de las sanciones con sus persistentes intentos de impedir que la oposición forme un candidato fuerte para presentarse a unas elecciones libres y justas este año.

La entrada Shell busca una licencia a largo plazo para importante proyecto de gas en Venezuela se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Ucrania atacó con drones a una de las cinco principales refinerías rusa de petróleo

Una refinería de petróleo rusa, ubicada en Tatarstán, sufrió los ataques del Servicio de Seguridad de Ucrania (SBU) y la inteligencia militar ucraniana (GUR) durante la noche, según medios ucranianos. La capacidad de esta unidad es de 8 millones de toneladas de crudo, lo que es el 2,6 % del total anual de refinado de Moscú.

Según una fuente consultada tanto por Ukrainska Pravda como por Interfax, “un dron ucraniano de largo alcance alcanzó una unidad primaria de refinado de petróleo de la refinería de Nizhnikamsk, tras lo cual se declaró allí un incendio”.

“No dejaremos de golpear la infraestructura militar del país agresor para que tenga cada vez menos oportunidades de financiar la guerra genocida contra Ucrania. Seguiremos esforzándonos por minimizar el flujo de petrodólares al presupuesto militar ruso, por lo que el ‘azote’ a las refinerías rusas y otras instalaciones de producción continuará y se intensificará”, alertó Ucrania después de golpear a una de las cinco mayores refinerías rusas.

El Kremlin, por su parte, informó al mismo tiempo de un ataque con drones contra compañías en las ciudades de Yelábuga y Nizhnikamsk, en la república de Tatarstán, el primero desde el comienzo de la guerra de agresión rusa en esta entidad de la Federación Rusa, a poco más de 1.000 kilómetros del punto más próximo de la frontera ucraniana y a unos 800 kilómetros al este de Moscú.

Rusia ataca una subestación eléctrica ucraniana

En este marco, los daños causados por un ataque ruso a una subestación eléctrica y una línea de alta tensión obligó a Ucrania a introducir restricciones de consumo en la región de Járkiv y el distrito de Krivi Rig, según informó Ukrenergo, la empresa nacional ucraniana de electricidad.

“Anoche, un vehículo aéreo no tripulado ruso dañó los equipos de una de las subestaciones de Ukrenergo. Además, fragmentos de un misil dañaron una línea aérea de alta tensión de 330 KV. Se están llevando a cabo trabajos de reparación de emergencia”, detallan el comunicado publicado en Facebook.

La compañía aclaró que desde esta mañana se aplican topes de consumo para todas las viviendas y compañías de la región de Járkiv y se mantienen las restricciones para los consumidores industriales de Krivi Rig.

La importación de electricidad el 2 de abril está programada principalmente en las horas de la mañana y de la tarde desde Rumanía, Eslovaquia, Polonia, Hungría y Moldavia por un volumen total de 10.867 MWh, mientras que no se prevén exportaciones, indicó.

“Esta mañana 398 localidades estaban sin suministro eléctrico. Debido a las hostilidades hay apagones en las regiones de Donetsk, Sumi y Járkiv.”, agregó.

La entrada Ucrania atacó con drones a una de las cinco principales refinerías rusa de petróleo se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Engie Chile obtiene certificación de oro como empresa sostenible

Un nuevo avance en su desempeño en materia de sostenibilidad obtuvo ENGIE Chile al recibir la certificación de Medalla de Oro otorgada por la organización de calificación mundial EcoVadis.

La compañía fue evaluada en base a 21 indicadores que se dividen en cuatro ámbitos: Medio Ambiente; Prácticas Laborales y Derechos Humanos; Éticas y Compras Sostenibles. Tras este proceso, y una exhaustiva revisión, EcoVadis calificó a ENGIE Chile con 75 de 100 puntos.

“Generar un impacto positivo en las personas y el planeta, es nuestro propósito. Por lo mismo, la sostenibilidad es la base de nuestra estrategia. Este reconocimiento otorgado como empresa sostenible se trata de un importante paso en la medición y seguimiento de los estándares ESG y un testimonio del compromiso de la compañía con nuestro propósito de liderar con responsabilidad ambiental y social”.

“La sostenibilidad es el corazón de cada proyecto y cada acción que emprendemos, desde la generación de energía hasta la gestión de recursos, y en todas las áreas donde desplegamos nuestra labor. Es parte de nuestra identidad y motor de nuestra excelencia”, comentó Rosaline Corinthien, CEO de ENGIE Chile.

La metodología de EcoVadis se basa en los estándares internacionales de sostenibilidad, entre ellos el Global Reporting Initiative, el Pacto Mundial de la ONU y la norma ISO 26000.

“El año pasado obtuvimos la certificación SET Label, sobre transición energética sostenible, y ahora estamos orgullosos de lograr la Medalla de Oro de EcoVadis”.

“Valoramos enormemente este avance, fruto de la integración de los principios de la sostenibilidad en nuestra compañía”, expresó Pablo Villarino, Gerente de Asuntos Corporativos de ENGIE Chile.

Cabe destacar que EcoVadis es una plataforma de evaluación de sostenibilidad empresarial que proporciona clasificaciones y análisis comparativos de rendimiento sostenible de las empresas a nivel global.

Utiliza estándares internacionales de sostenibilidad, normativas medioambientales y prácticas comerciales éticas. EcoVadis evalúa a las empresas en áreas como medio ambiente, prácticas laborales y derechos humanos, ética empresarial y cadena de suministro.

La entrada Engie Chile obtiene certificación de oro como empresa sostenible se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Las ventas de Tesla caen por primera vez desde 2020 ante la creciente competencia

En un sector que ha sido dominado por Tesla durante años, el panorama está cambiando rápidamente. Por primera vez desde 2020, las ventas de Tesla han experimentado una disminución significativa, marcando un hito en la competencia creciente en el mercado de vehículos eléctricos.

Tesla vio sus entregas desplomarse en el primer trimestre para la primera caída anual desde el inicio de la pandemia en 2020, distanciándose por mucho las previsiones de los analistas, una señal de que incluso los recortes de precios no han sido capaces de evitar una competencia cada vez más acalorada en el mercado de vehículos eléctricos.

Tesla dijo el martes que había producido más de 433.000 vehículos y entregado alrededor de 387.000 vehículos, atribuyendo las entregas más bajas a “la fase temprana de la rampa de producción del Modelo 3 actualizado en nuestra fábrica de Fremont y los cierres de fábrica resultantes de los desvíos de envío causados por el conflicto del Mar Rojo y un ataque incendiario en Gigafactory Berlín”.

Tesla pausó la producción de vehículos en su fábrica de Giga Berlín, su mayor fábrica en Europa, durante dos semanas a finales de enero y principios de febrero, debido a la falta de componentes, ya que los ataques del Mar Rojo en el transporte marítimo tensaron las cadenas de suministro.

Las menores entregas, también inferiores a las más de 410.000 que esperaban los analistas, hicieron caer las acciones de Tesla un 5% el martes.

En lo que va de año, las acciones de Tesla se han desplomado un 33%, y el fabricante de vehículos eléctricos es el segundo peor valor del índice S&P 500, según las estimaciones de The Wall Street Journal.

La razón de la caída de ventas de Tesla

La caída de las ventas podría ser un signo de una menor demanda general de vehículos eléctricos y de que Tesla se enfrenta ahora a una competencia más dura tanto de los fabricantes chinos de vehículos eléctricos como de los fabricantes de automóviles tradicionales de Occidente.

Tesla ha reducido los precios de sus vehículos eléctricos Model Y y Model 3 en varios países europeos y en China para competir con vehículos de bajo costo de fabricantes como BYD. Pero incluso el recorte de precios no fue suficiente para levantar las entregas de Tesla en el primer trimestre del año.

El analista de Wedbush Securities Dan Ives, que sigue siendo optimista sobre Tesla a largo plazo, escribió en una nota publicada por CNN: “Anticipábamos un mal primer trimestre, pero éste ha sido un desastre sin paliativos difícil de explicar”.

“Consideramos que este es un momento crucial en la historia de Tesla para que Musk dé la vuelta a la situación y revierta los resultados desastrosos del primer trimestre”, dijo Ives.

“De lo contrario, podrían avecinarse claramente algunos días más oscuros que podrían perturbar la narrativa de Tesla a largo plazo”.

La entrada Las ventas de Tesla caen por primera vez desde 2020 ante la creciente competencia se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Vaca Muerta alcanzó un nuevo récord de fracturas en marzo

Durante el mes de marzo, Vaca Muerta, uno de los yacimientos de shale más importantes del mundo, alcanzó un récord histórico en la cantidad de fracturas realizadas, con un total de 1.643 operaciones, superando así las 1.389 etapas registradas en septiembre de 2023.

Esta cifra representa un incremento significativo, con 254 perforaciones más que el récord anterior y un aumento del 22% con respecto al mes anterior.

La mejora en la productividad se atribuye principalmente a las mayores inversiones realizadas por las empresas operadoras y a la implementación de un nuevo set de fractura, el décimo en la historia de Vaca Muerta. El objetivo es alcanzar las 18.000 fracturas durante el año 2024.

Sin embargo, existen limitaciones en el corto plazo para lograr este objetivo, principalmente relacionadas con la disponibilidad de perforadores. Actualmente, solo hay 10 perforadores en funcionamiento, y según Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, serían necesarios al menos cuatro más.

Fucello también señaló los problemas financieros que sufren las empresas para realizar estas inversiones, que rondan los 50 millones de dólares cada una y tienen un período de repago de entre 5 y 10 años. “Con el cepo vigente y la escasa financiación local, el que traiga esa plata desde el exterior después no puede girar dividendos y queda atrapado en Argentina”, explicó.

Según el informe de Fucello, durante marzo, YPF fue la empresa que lideró en cantidad de fracturas, con un total de 662 operaciones. Le siguen Vista, con 323 fracturas, y Shell, con 153 etapas.

Otras compañías como Pampa Energía, Tecpetrol, Pluspetrol, TotalEnergies, Chevron y Pan American Energy también contribuyeron significativamente a la actividad en Vaca Muerta.

La entrada Vaca Muerta alcanzó un nuevo récord de fracturas en marzo se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Vaca Muerta: Vista ya puso en operación su perforador eléctrico

Vista, la compañía que dirige Miguel Galuccio, electrificó el primer equipo de perforación de Vaca Muerta y puso en funcionamiento la primera compresora de Sudamérica con energía renovable.

Con el fin de llegar al objetivo de producción de 100.000 boed para el año 2026, incorporaron este nuevo sistema para trabajar en la reducción de la huella de carbono en todas sus operaciones. Se trata de un paso clave en su plan para descarbonizar sus operaciones.

El equipo es el Nabors F-24, actualmente en operación en el bloque Bajada del Palo Oeste, donde también está ubicada la primera electro-compresora de Sudamérica abastecida exclusivamente de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables.

La electrificación de equipos es una tendencia a la que están migrando las operaciones en la cuenca neuquina. En el caso de Vista, se trata de un proyecto integral que incluyó la conexión de al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), desde la Estación Transformadora Loma Campana (ETLC) del EPEN, en Neuquén.

La ingeniería del proyecto abarcó obras de ampliación de la ETLC, la construcción de una nueva subestación para alimentar la electro-compresora y el tendido de más de 30 km de línea de media tensión.

Vista, el segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, en marzo conectó 3 pads y llegó, con equipos de Schlumberger y Calfrac, a las 330 etapas de fractura con el objetivo de duplicar su producción.

La entrada Vaca Muerta: Vista ya puso en operación su perforador eléctrico se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Asamblea de YPF: pérdidas económicas en 2023 aunque los ejecutivos responsables recibirán millones

Los ex ejecutivos de la petrolera estatal argentina YPF S.A. se encuentran en el centro de una fuerte polémica porque podrían recibir bonos extras. La empresa convocó a una Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria para el 26 de abril, para considerar los resultados financieros adversos y planes futuros. 

La reunión, programada en la sede de la compañía, tiene en su agenda temas que han encendido el debate sobre la gestión y la transparencia corporativa, especialmente en lo que respecta a la remuneración de sus directivos frente a las pérdidas reportadas durante el ejercicio económico de 2023.

La asamblea abordará diversos puntos críticos, destacándose la consideración de los estados financieros del año concluido el 31 de diciembre de 2023, periodo durante el cual la empresa registró pérdidas significativas.

Sin embargo, lo que ha generado mayor controversia es la propuesta de consideración de las remuneraciones al Directorio, ascendiendo a la suma de $2.087.597.061, a pesar de los resultados negativos.

¿Quiénes estuvieron en 2023 en la petrolera?

En la presidencia de Pablo González, según las nuevas autoridades de YPF hubo pérdidas. También hubo problemas con Sergio Affronti, en 2022, porque recibió un super bonos. En 2023, de acuerdo a los números de Horacio Marín, el jefe de la petrolera, el management generó pasivos y mala gestión.

A pesar de eso, varios integrantes tendrán reconocimiento dinerario si la asamblea lo aprueba. Entre los integrante del comité ejecutivo en los últimos tiempos de Sergio Massa ministro de Economía, estuvieron Pablo IulianoAlejandro Lew (CFO), Gustavo Medele (vicepresidente de Sustentabilidad), Gustavo Astie (Gerente de Negocios de Activos No Convencionales) y Santiago Martínez Tanoira (VP de Gas y Energía), entre otros.

En diciembre del año pasado, YPF informó con el cambio de gobierno que el Directorio había aceptado la renuncia de los directores titulares por la clase D Pablo González, Pablo Iuliano, María del Carmen Alarcón, Celso Jaque, Norberto Bruno e Ignacio Perincioli.

También aceptó la renuncia de Guillermo Pons, Adrián Peres y Silvina del Valle Córdoba a sus cargos de directores suplentes por la clase D; así como la de José de Mendiguren a su cargo de director titular por la Clase A, y de Gabriel Vienni, a su cargo de director suplente por la Clase A.

La decisión de los accionistas

Esta situación plantea un escenario en el que los ejecutivos de la petrolera podrían recibir compensaciones económicas sustanciales sin una rendición de cuentas clara ante los accionistas.

La convocatoria también incluye la elección de miembros del Directorio y de la Comisión Fiscalizadora, la determinación de su retribución y la designación del auditor contable externo para el próximo ejercicio.

Además, se discutirá la dispensa de la oferta preferente de acciones a los accionistas en relación con los planes de compensación de largo plazo al personal, un punto que enfatiza la necesidad de equilibrar la motivación del personal con la equidad hacia los accionistas.

La entrada Asamblea de YPF: pérdidas económicas en 2023 aunque los ejecutivos responsables recibirán millones se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Enargas aprobó aumento de tarifas de 675% para TGN

Enargas autorizó a la empresa Transportadora Gas del Norte (TGN) a aplicar un aumento de tarifas en sus servicios de 675% a partir del 1° de abril, según anunció a la Comisión Nacional de Valores (CNV).

“Dicho aumento conlleva para TGN la obligación de ejecutar durante 2024 un plan de inversiones obligatorias por la suma de $19.150.000.000 ajustables como se ajuste la tarifa, priorizando en obras de confiabilidad, seguridad y calidad del sistema de gasoductos de TGN”, indició la empresa.

TGN indicó que “dependiendo de la distancia entre los yacimientos y la zona de consumo, la tarifa de transporte representa el 12% promedio estimado de la factura de un usuario residencial”.

“Entre abril de 2019 y febrero de 2024 el índice de precios internos al por mayor (IPIM-INDEC) varió un 2.633%, contra un 12% de la tarifa de transporte en el mismo período”, concluyó TGN

La entrada Enargas aprobó aumento de tarifas de 675% para TGN se publicó primero en Energía Online.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Minería: encontraron oro y otros minerales en una importante perforación de La Rioja

Se trata de un extenso sistema mineral que presenta características óptimas para su explotación en la provincia. Desde el Proyecto Peñas Negras, el cual se desarrolla en el distrito de Vicuña, La Rioja, destacaron que la perforación en curso en La Ollita está demostrando la existencia de un extenso sistema mineral telescópico muy rico en oro, cobre y plata. De esta forma, confirmaron que La Ollita es un sistema telescópico epitermal de alta sulfidación, al igual que otros depósitos importantes en el Distrito de Vicuña, como Filo del Sol, y con calidad comparable a la calidad del recurso en Josemaría. […]

The post Minería: encontraron oro y otros minerales en una importante perforación de La Rioja first appeared on Runrún energético.

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Horacio Marín: “Trabajo para cumplir el sueño de que la Argentina exporte 30.000 millones de dólares en 2031”

El ingeniero químico Horacio Marín, Presidente y CEO de YPF, conversó se refirió a sus objetivos a futuro para la principal compañía energética de la Argentina.

Tengo el sueño de lograr que la Argentina exporte 30.000 millones de dólares en el 2031″, aseguró en declaraciones a Radio Mitre el CEO de YPF. Horacio Marín llegó a la compañía convocado por el jefe de Gabinete Nicolás Posse y confiesa que no conoce a Javier Milei, algo que no le trae problemas ya que su objetivo principal es logar sus dos “sueños fuertes”.

“Uno es ir a la inauguración de la planta del ENG en el 2031 y que la gente, cuando me vaya, hagan un juego de palabras y digan que se fue un YPFiano. Porque hay que estar acá para saber lo que es trabajar en YPF. Es algo muy impresionante”, aseguró Marín. El segundo sueño es cuadriplicar el valor de la compañía, algo en lo que ya comenzó a trabajar.

Hay que dirigir YPF para poder sentir lo que se siente en esta compañía. Porque no solo uno está trabajando para la energía y para la sociedad anónima, sino que la gente piensa, y la verdad que se siente así, que uno trabaja también para la Argentina”, aseguró Marín.

El empresario reveló que cuando va a los yacimientos o a las refinerías, “los operarios vienen, me piden fotos y me piden que me mate laburando para que la Argentina sea mejor”.

Cuáles son los cambios que implementó Horacio Marín en YPF

Desde el 2005 a prácticamente hace un año, la empresa lo único que estuvo haciendo es perdiendo valor. O sea, que alguien que haya invertido en YPF ha perdido plata”, lamentó el hombre que lleva 40 años trabajando en el sector energético.

Marín reconoció que la compañía tiene “un plantel profesional extraordinario, porque la verdad que YPF tiene excelentes recursos humanos”, pero consideró que “necesita enfocarse en la rentabilidad fuertemente, que es lo que estamos haciendo. Necesita tener los controles acordes a la compañía y al tamaño de la compañía, y es lo que estamos haciendo entre todos”.

“YPF es una sociedad anónima que tiene que generar valor para los accionistas. El accionista principal es el Estado Nacional, pero también el 49% de otros. YPF es muy grande y hay que lograr llevarla bien arriba para que ayude a Argentina a salir de los problemas de la macroeconomía”, consideró Marín.

La entrada Horacio Marín: “Trabajo para cumplir el sueño de que la Argentina exporte 30.000 millones de dólares en 2031” se publicó primero en Energía Online.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Una empresa importará 60.000 medidores inteligentes de gas para el mercado argentino

Integrity First, una compañía dedicada al abastecimiento de medidores de gas y energía para el segmento domiciliario e industrial, anunció que está avanzando con su cronograma de abastecimiento de medidores de la marca Honeywell -uno de los principales fabricantes de este tipo de tecnologías a nivel global- y aseguró que entregará más de 10.000 medidores comerciales y otros 50.000 medidores residenciales en los próximos meses.

El primer cargamento de medidores llegará a la Argentina el 15 de mayo, mientras que el cronograma completo de suministro para 2024 comprende volúmenes suficientes para abastecer la totalidad de la demanda insatisfecha para mediados de este año; conforme fuera anticipado en un comunicado difundido en febrero, según destacaron desde la firma.

Entrega de medidores

“En Integrity First estamos comprometidos a mantener la disponibilidad constante de estos productos esenciales para satisfacer las necesidades de nuestros clientes, esperando que este lote inicial de 60.000 medidores sea de máxima utilidad para cada una de las distribuidoras que han confiado en nosotros”, destacaron desde Integrity First.

A su vez, afirmaron que continuarán trabajando para atender las necesidades del mercado manteniendo los estándares de calidad requeridos por la industria.

Por último, desde la compañía expresaron: “Agradecemos el acompañamiento de las empresas del sector, ENARGAS, INTI y la Secretaría de Comercio Interior, que han permitido acelerar este proceso a fin de alcanzar la plena regularización del suministro de medidores en tan corto plazo”.

, Redaccion EconoJournal

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Vaca Muerta podría proveer de gas a Brasil el próximo verano

Argentina y Brasil negocian con Bolivia para asegurar el suministro de gas en la región. Empresas de Argentina y Brasil iniciaron conversaciones para revertir el flujo de gas hacia el sur de una red de ductos que conecta a los tres países desde Bolivia, mientras un déficit regional de hidrocarburos amenaza con impactar a Brasil. La propuesta de cambiar el gasoducto no fue bien recibida por el gobierno boliviano, lo que deja a Brasil en una situación más vulnerable en términos de suministro. Brasil expresó su necesidad de gas argentino ante la disminución de las exportaciones de Bolivia, un antiguo […]

The post Vaca Muerta podría proveer de gas a Brasil el próximo verano first appeared on Runrún energético.

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Gasoducto Norte: se conocieron las ofertas para la reversión de las cuatro plantas compresoras

Energía Argentina realizó hoy la apertura de los sobres con las ofertas para el cambio de sentido de 4 plantas compresoras, que forman parte de las obras para la Reversión del Gasoducto Norte.

De esta manera, se avanza en la última licitación de este proyecto que resulta fundamental para llevar el gas de Vaca Muerta al Noroeste Argentino y reemplazar así el fluido que se importa de Bolivia, cuya producción se encuentra en declino.

El presidente de Energía Argentina, Juan Carlos Doncel Jones, y el vicepresidente, Roberto Mejía Aravena, encabezaron el acto en el que se conocieron las propuestas económicas de las empresas que ya previamente habían presentado sus antecedentes técnicos. También participaron Ximena Valle, directora de Legales y Horacio Amartino, director de la Unidad de Ejecución de Gasoductos, además de representantes de las empresas constructoras.

Al respecto, las ofertas admitidas técnicamente fueron las de Esuco, Contreras Hermanos y la de Víctor Contreras.

Las plantas compresoras a las que se les va a cambiar el sentido -es decir revertir el sentido del flujo de gas- son las de Ferreyra y Deán Funes en la provincia de Córdoba, Lavalle en Santiago del Estero y Lumbreras en Salta, ubicadas sobre la traza del Gasoducto Norte operado por TGN.

El proyecto complementa la construcción del Gasoducto de Integración Federal entre Tío Pujio y La Carlota de 122 km, además de un loop -tendido paralelo- al Gasoducto Norte de 62 km, obras que están actualmente en ejecución.

La Reversión del Gasoducto Norte, cuya finalización está prevista para fines del invierno del corriente año, permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, para la generación de energía eléctrica, el suministro de hogares e industrias y el desarrollo a escala de nuevas actividades, como la minería de litio.

La entrada Gasoducto Norte: se conocieron las ofertas para la reversión de las cuatro plantas compresoras se publicó primero en Energía Online.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Río Negro inició la conversión de gas natural en hogares de Maquinchao

El Gobierno de la provincia , a través del Ministerio de Obras y Servicios Públicos, inició esta semana las tareas de reconversión de GLP a gas natural en los hogares de Maquinchao, la última localidad conectada al gasoducto de la Región Sur. La ejecución de los trabajos está a cargo de la empresa Camuzzi Gas del Sur, con la supervisión y acompañamiento del Ministerio de Obras y Servicios Públicos. La finalización de las tareas se proyecta para mediados de abril, cuando la totalidad de los domicilios queden finalmente convertidos y corra el fluido de gas natural por las cañerías para […]

The post Río Negro inició la conversión de gas natural en hogares de Maquinchao first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Franca recuperación de la generación eléctrica de matriz renovable

El 97,9% de la electricidad se generó, el último año, a partir de energías renovables. Se espera un impacto positivo en la economía, tras las pérdidas de 2023. Luego de haber tenido que importar energía durante 2024, la transformación energética esta dando sus frutos a partir del aumento de la generación eléctrica a través de energía renovables, un número que sigue aumentando hace cuatro meses y hoy se posiciona en el 97,9% del total de electricidad generada en el Uruguay durante los últimos doce meses. Según el informe de SEG Ingeniería, en los últimos doce meses el 97,9% de la […]

The post Franca recuperación de la generación eléctrica de matriz renovable first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Vaca Muerta y otro jugoso interés: La (polémica) exploración de arenas silíceas en Neuquén

Minería de Neuquén afirma que ya recibió 104 solicitudes mineras para la exploración de arenas silíceas, un insumo clave para las fracturas, y polémico por el «daño ambiental, enfermedades (cáncer) y negocios al servicio de Vaca Muerta». Las arenas silíceas son un insumo clave para permitir el flujo de petróleo y gas desde las fracturas en Vaca Muerta, y las que se usan llegan de Entre Ríos, Chubut y Río Negro. Pero ahora, Neuquén apuesta a obtenerlas en la provincia, desde donde afirman que ya hay 104 solicitudes mineras para el negocio. La Dirección Provincial de Minería fue la que […]

The post Vaca Muerta y otro jugoso interés: La (polémica) exploración de arenas silíceas en Neuquén first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Anunciaron la ampliación del Gasoducto Cordillerano

El Gasoducto Cordillerano tendrá un incremento en su capacidad de conducción de 1,2 millones a 1,5 millones de metros cuadrados por diario. Representantes matriculados de consumidores de gas de los Colegios de Profesionales de Bariloche, así como del Centro de Orientación, Defensa y Educación del Consumidor (CODEC), presentaron un reclamo alegando falta de conexiones de gas. impacta varios lugares de la Patagonia. Tras las denuncias, se agilizó la gestión y se anunció por parte de los gobiernos de Neuquén, Río Negro y Chubut la reanudación de las obras del Gasoducto Cordillerano con el fin de aumentar su capacidad. El plan […]

The post Anunciaron la ampliación del Gasoducto Cordillerano first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Llega una diplomatura sobre gestión sustentable de los recursos mineros

Hay tiempo hasta el 12 de abril para inscribirse. La formación será dictada por académicos del Departamento de Ingeniería de Minas de la UNSJ. Últimos días de inscripción para la Diplomatura en Gestión Sustentable de Recursos Mineros. Hay tiempo hasta el 12 de abril y será dictada por reconocidos académicos del Departamento de Ingeniería de Minas de la UNSJ. La Diplomatura está diseñada para formar profesionales de la Industria Minera con la capacidad de desarrollar y gestionar recursos en diferentes áreas de minería. Los graduados de este Programa estarán capacitados para integrarse a equipos de trabajo multidisciplinarios o liderar grupos […]

The post Llega una diplomatura sobre gestión sustentable de los recursos mineros first appeared on Runrún energético.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

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

El gobierno puso en vigencia este miércoles los nuevos cuadros tarifarios para el servicio de gas natural en todo el país. El tema genera preocupación en un contexto de subas generalizadas de precios porque no es fácil precisar cuánto va a terminar pagando cada hogar, ya que eso depende de una multiplicidad de variables como la escala de ingresos, el nivel de consumo, el período del año y la región en la que vive cada usuario. Además, el gobierno introdujo cambios en la metodología de facturación, lo que complejiza todavía más la compresión y llamativamente todos los funcionarios con responsabilidad en el área energética decidieron llamarse a silencio. Lo que sigue es un intento por responder los principales interrogantes.    

A partir de mayo, las tarifas se ajustarán mensualmente.

1) ¿Cuánto aumentan las tarifas?

La suba varía de acuerdo a la región en la que se encuentre el usuario y la categoría de consumo a la que pertenezca. En el caso de Metrogas, la compañía informó a EconoJournal que los hogares sin subsidio (Nivel 1) de la Ciudad de Buenos Aires agrupados en la categoría R1, cuyo consumo es hasta 500 metros cúbicos al año y que representan al 52% de los clientes de la compañía, tendrán que afrontar un incremento en la factura promedio mensual de 5453 pesos y pagarían en promedio 7000 pesos mensuales con impuestos incluidos.  El R1 corresponde a una casa o departamento que cuenta con calefón o termotanque, cocina, horno y una estufa.

Por ejemplo, un usuario que en abril consuma 25 m3 venía pagando 2026,24 pesos de tarifa final con impuestos y ahora pagará 7895,76 pesos, 289,6 por ciento. Eso es porque el cargo fijo le aumenta de 401,5 a 2212,22 pesos por mes y el cargo variable de 47,2 a 158,5 pesos por metro cúbico, a lo que se le debe sumar un 28 por cierto de impuestos.

A su vez, un usuario Nivel 1 de la categoría R22, que consume entre 600 y 800 metros cúbicos anuales, deberá afrontar una suba de 19.755 pesos al mes y pasaría a pagar unos 24.319 pesos mensuales con impuestos. El R22 corresponde a una casa o departamento que cuenta con cocina con horno, termotanque/calefón o caldera, dos estufas. El 72 por ciento de los usuarios residenciales de Metrogas se incluyen en las categorías R1, R21 y R22.

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, informó en su cuenta de X (ex Twitter) que los usuarios con consumos promedios de 102,3 metros cúbicos mensuales desembolsarán 24.284 pesos por mes en promedio si son N1, 15.830 pesos si son N2 (ingresos bajos) y 23.678 pesos si son N3 (ingresos medios).

Así quedarían las facturas finales para usuarios residenciales, teniendo en cuenta consumos promedios, con los nuevos cuadros tarifarios que publicó @enargas. pic.twitter.com/w3AfGiY0DM

— Eduardo R. Chirillo (@chirilloeduardo) April 3, 2024

Es importante aclarar que todos los valores están calculados a partir del cuadro tarifario vigente el cual volverá a modificarse a partir de mayo por la indexación mensual y por la entrada en vigencia de un nuevo precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte. Por lo tanto, en invierno, cuando se consume la mayoría del gas, los precios serán otros (ver puntos 5 y 6)

2) ¿Se van a comenzar a pagar cifras muy altas?

Lo que buscó garantizar el gobierno es que la mayoría de los usuarios comience a pagar por el servicio público de gas en promedio una cifra similar a la que desembolsa todos los meses por un abono de televisión por cable e internet. Ahora bien, en términos porcentuales algunas subas resultan muy altas porque lo que se venía pagando en términos absolutos era muy bajo. El ejemplo del usuario R1 sin subsidio citado en el punto anterior muestra que cerca del 50 por ciento de los usuarios venía pagando por el gas fuera del invierno unos 2500 pesos mensuales como máximo, casi lo mismo que un café con leche con medialunas en cualquier confitería de la Ciudad de Buenos Aires. Ahora pagará cerca de 8000 pesos mensuales y cuando se acerque el invierno ese monto aumentará significativamente porque el consumo será mayor y los precios también subirán. Para el 30 por ciento de los usuarios que está en las categorías de consumo más altas el impacto en términos absolutos será, obviamente, más significativo y la expectativa oficial es que el consumo de gas natural sea más mesurado de lo que viene siendo. Una mención aparte merece la Patagonia donde las temperaturas son muy frías durante gran parte del año y por lo tanto los consumos son significativamente más altos (ver punto 4)

Más allá de cuán bajo era lo que venía pagando la mayoría de los usuarios, también está en discusión la velocidad con la que se aplican las subas porque muchos hogares venían acostumbrados a destinar un monto relativamente menor a la canasta de servicios públicos y ahora deberán reordenar sus gastos en un contexto donde no suben solo las tarifas sino todos los bienes y servicios de la economía, mientras los salarios pierden cada vez más valor en términos reales.

3) ¿Por qué es una reforma tarifaria y no un simple aumento?

El gobierno decidió no solo aumentar las tarifas del gas sino modificar también el modo en el que computa los diferentes componentes que la integran. La tarifa contempla el costo del gas en boca de pozo (o importado), el Valor Agregado de Transporte (VAT) y el Valor Agregado de Distribución (VAD). Luego se suman los impuestos. Hasta ahora, el 50% del VAD le daba forma al cargo fijo y el resto se canalizaba a través del cargo variable. Sin embargo, a partir del 1 de abril todo el VAD se aplica sobre el cargo fijo. El objetivo es aplanar la tarifa e independizar así los recursos que perciben las distribuidoras de la estacionalidad que evidencian los consumos. De ese modo, pueden hacer frente con mayor facilidad a una estructura de costos que no varía sustancialmente entre el invierno y el resto del año.

A raíz de ese cambio, la suba del cargo fijo arrojó un incremento porcentual tan alto que el gobierno optó por mensualizar su cobró para tratar de disimular el impacto, tal como reveló EconoJournal. Es decir, el cargo fijo que figuraba hasta marzo en los cargos tarifarios era bimestral, pero como la facturación es mensual se cobraba la mitad de ese cargo fijo cada mes. Ahora, el monto que figura en los cuadros tarifarios es mensual. Por lo tanto, para obtener la suba porcentual hay que calcularla sobre la mitad del cargo fijo que figuraba en el cuadro tarifario anterior.

Un ejemplo puede ayudar a comprender mejor lo que hicieron: en los nuevos cuadros tarifarios de Metrogas para los usuarios RT4 sin subsidio (Nivel 1) de la Ciudad de Buenos Aires, los que consumen más de 1800 m3 de gas por año, el cargo fijo trepó a 52.852 pesos por mes. Ese mismo usuario venía pagando 3595,86 pesos, pero ese monto era bimestral. Si se hubiera mantenido la periodicidad bimestral, el cargo hubiera trepado a 105.705 pesos, pero para no poner esa cifra en los cuadros tarifarios lo que se hizo fue mensualizar el cargo fijo y lo que figura ahora es la mitad de ese monto, es decir, 52.852 pesos. Sin embargo, si se compara con lo que el usuario venía pagando por mes la suba no es de 1369,8% sino de 2839,6%. Lo que llama la atención en este caso es que la modificación del cargo fijo se haya introducido como parte de un acuerdo transitorio con las distribuidoras y no se haya esperado hasta que se discuta una nueva Revisión Tarifaria Integral quinquenal.

4) ¿Por qué las tarifas aumentaron más en la Patagonia?

El gobierno decidió por ahora mantener el régimen de zonas frías que establece descuentos de hasta un 50% sobre la tarifa final de gas antes de impuestos. Sin embargo, fijó el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) en un valor similar para todo el país, cuando hasta ahora en la Patagonia venían pagando poco menos de la mitad de lo que pagaba el resto debido al frío intenso que deben soportar durante gran parte del año. 

Por ejemplo, en PIST que pagaban los usuarios de Metrogas en abril de 2023 era de 4,41 dólares por millón de BTU, mientras que los usuarios de Camuzzi Gas del Sur en Santa Cruz desembolsaban 2,11 dólares. Durante este mes, en cambio, para los usuarios de Metrogas el PIST costará 2,89 dólares y para los de Camuzzi de Santa Cruz 2,80 dólares, según establece la resolución 41/2024 de la Secretaría de Energía publicada el miércoles 27 de marzo.

¿Cómo impacta eso en la tarifa? Un usuario de la provincia de Santa Cruz R33 (entre 1501 y 1800 m3 anuales), que en el bimestre marzo-abril suele consumir 200 m3, en abril del año pasado le correspondía pagar una tarifa final mensual de 2937,65 pesos y en abril de este año sube a 36.359,25 pesos, un 1137,6 por ciento. Eso es porque el cargo fijo le subió de 744.65 pesos (1489,39 pesos dividido por 2) a 26.496,25 pesos (+3458,2%), mientras que el cargo variable por el consumo de 100 m3 en el mes le aumentó de 2193 a 9863 pesos. Eso es porque el monto por metro cúbico pasó de 21,93 a 98,63 pesos (+349,74 por ciento). Las cifras son sin impuestos y antes de que se aplique el descuento por zona fría.

Lo que se busca con esta medida es desalentar parcialmente el consumo de gas en la Patagonia, pues afirman que debido a los bajos precios los usuarios no realizaban un uso racional del recurso.

Esta situación empeorará durante el período que va de mayo a septiembre, cuando el frío es más intenso, porque el PIST para los clientes de Camuzzi de Santa Cruz subirá a 4,28 dólares por millón de BTU, frente a los 2,80 dólares pagarán este mes. Lo mismo ocurrirá para el resto de las distribuidoras del país. Por ejemplo, Metrogas pagará el gas a 4,43 dólares por millón de BTU, bastante más de los 2,89 dólares previstos para abril y casi lo mismo que había pagado un año antes (4,41 dólares por millón de BTU).  

5) ¿Por qué a partir de mayo la tarifa aumentará todos los meses?

Hasta ahora las tarifas de gas solían actualizarse dos veces por año. Sin embargo, las distribuidoras venían reclamando la implementación de un índice de actualización mensual para poder mantener sus ingresos reales constantes en un contexto de alta inflación. A raíz de ello, el gobierno pondrá en marcha a partir de mayo una “Fórmula de actualización de los cargos de distribución y tasas y cargos por servicios” que se aplicará de manera automática todos los meses tomando en cuenta la evolución del índice de salarios del sector privado registrado, el índice de precios mayoristas y el costo de la construcción.

Al índice de salarios del sector privado registrado que publica el Indec le asigna una ponderación de 0,490 y aclara que se tomará en cuenta el dato del cuarto mes previo a la actualización. El Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM), también del Indec, tendrá una incidencia de 0,368 y se tomará para el cálculo el segundo mes previo a la actualización. Por último, se considerará el Índice del Costo de la Construcción en el Gran Buenos Aires, capítulo Materiales, que también publica el Indec, con una ponderación de 0,142 correspondiente al segundo mes previo al de la actualización. De este modo, el número con el que las empresas ajustarán todos los meses el Valor Agregado de Distribución, uno de los tres principales componentes que integra la tarifa, surgirá en un 49% de la variación del índice salarial del sector privado registrado, en un 36,8% de la inflación mayorista y en un 14,2 por ciento del costo de la construcción.

Además, como el valor del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) está fijado en dólares, pero la tarifa se cobra en pesos, todos los meses se ajustará el precio del PIST tomando en cuenta la cotización promedio del dólar oficial en la primera quincena del mes previo al ajuste.

6) ¿Está previsto un nuevo aumento durante el año más allá del ajuste mensual del cargo de distribución?

La fórmula de ajuste mensual es para los cargos de distribución, pero además la resolución 41/2024 del 27 de marzo estableció nuevos precios del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) que varían de acuerdo al período del año. Por ejemplo, los clientes de Metrogas deben afrontar en abril un precio del gas de 2,89 dólares por millón de BTU, entre mayo y septiembre ese precio sube a 4,43 dólares y entre octubre y diciembre baja nuevamente a 2,89 dólares. Esto significa que en el período de mayor consumo de gas la tarifa será sustancialmente mayor, lo que contradice el objetivo de aplanar el monto convalidando una mayor incidencia del cargo fijo en el valor final de la factura.

7) ¿Por qué el nuevo cargo fijo de Metrogas para los hogares de mayor consumo de CABA casi triplica al de otras distribuidoras como Naturgy Gas Ban?

Si bien todos los cargos fijos sufrieron un fuerte aumento a partir de este mes, sorprendió particularmente la suba que se le aplicó a los usuarios de Metrogas de la Ciudad de Buenos Aires agrupados en la categoría R34, donde se ubican aquellos que consumen más de 1800 m3 por año.

Metrogas informó que son apenas el 4% del total de sus clientes, aunque canalizan un porcentaje mucho mayor en términos de consumo de gas. Dentro de ese universo se incluyen casas y/o departamentos de grandes dimensiones y los servicios centrales de consorcios de departamentos de propiedad horizontal.

Para un usuario Nivel 1 (sin subsidio) de esa categoría de consumo el cargo fijo trepó de 3595,86 a 52.852,51 pesos mensuales (+1369,8%) para un usuario Nivel 3 (ingresos medios) pasó de 2863,62 a 52.852,51 pesos (+1745,6%) y para un usuario Nivel 2 (ingresos bajos) se fue de 2617,30 a 52.852,51 pesos (+1019,3%).

El cargo fijo que le cobra Metrogas a los usuarios R34 de la Ciudad de Buenos Aires es un 174,1% más caro que el cargo fijo que le cobra Naturgy Gas Ban a ese mismo tiempo de usuarios en provincia, los cuales desembolsan 19.278,86 pesos. Incluso la propia Metrogas les cobra a sus clientes R34 de la provincia de Buenos Aires un cargo fijo de 28.722,14 pesos. De este modo, un usuario R34 de la Boca paga un cargo fijo un 84% más caro que un R34 de Avellaneda, pese a que son dos localidades limítrofes abastecidas por la misma compañía, a las que solo las separa el Riachuelo.   

El racional que justifica este diferencial de precios no es claro y el silencio del gobierno tampoco ayuda. Fuentes conocedoras del sector aseguraron a EconoJournal que el mayor cargo fijo que se le cobra a los R34 de la Ciudad de Buenos Aires tiene relación con la mayor cantidad de consorcios con servicios centralizados que están dentro de esta categoría en esa jurisdicción. Si esa es la causa, lo más lógico hubiera sido agruparlos en una categoría diferenciada como ocurre en el caso de la electricidad. Sin embargo, lo que hizo el gobierno fue subirle el cargo fijo a toda esa categoría de usuarios. De este modo, algunos usuarios que no son consorcios también pagarán ese cargo fijo exorbitante que le pone a la factura un piso cercano a los 70.000 pesos mensuales con impuestos.    

8) ¿Por qué el ahorro que realicen los usuarios para pagar menos no tendrá un impacto inmediato en la factura de gas?

A diferencia de lo que ocurre en el sector eléctrico, las categorías de cada usuario se definen a partir de sus consumos anuales, tomando en cuenta los 12 meses previos a la emisión de la factura. Por lo tanto, la baja de categoría es consecuencia de una reducción en el consumo que inevitablemente es gradual. Eso significa que, si un usuario consumo menos tendrá una reducción inmediata en el cargo variable, pero no en el cargo fijo, cargo que ahora es sustancialmente más alto porque la totalidad del VAD se cobra por esa vía. 

Por ejemplo, un hogar que en los últimos 12 meses consumió 1956 m3 pudo haber llegado a esa cifra gastando 112 m3 en el segundo bimestre el año pasado (marzo-abril), 310 m3 en el tercero (mayo-junio), 586 m3 en el cuarto (julio-agosto), 570 m3 en el quinto (septiembre-octubre), 273 m3 en el sexto (noviembre-diciembre) y 105 m3 en el primer bimestre de este año (enero-febrero). Si en el segundo bimestre redujera su consumo a 90 m3, un 20% respecto del mismo período del año anterior, igual seguiría siendo R34 porque su consumo anual quedaría en 1934 m3. Si en el tercer trimestre (mayo-junio) hiciera un esfuerzo mayor y consumiera solo 200 m3, un 35,5% menos que en el mismo período de 2023, igual seguiría siendo R34 ya que el acumulado anual arrojaría 1824 m3. Si en el cuarto bimestre, ya en pleno invierno, gastara 300 m3 estaría logrando una baja interanual del 48,8% y recién ahí el acumulado de los últimos 6 bimestres se ubicaría en 1538 m3 anuales pudiendo bajar a la categoría R33 donde se ubican los que consumen entre 1501 y 1800 m3 anuales. De ese modo, y luego de un esfuerzo significativo, recién en septiembre pagaría un cargo fijo menor.

, Fernando Krakowiak

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Gestión de obras en Vaca Muerta: reducción de costos y colaboración público-privada

Inversiones viales clave para el desarrollo local y la competitividad en la región neuquina. El gobierno neuquino puso en marcha un ambicioso plan de obras viales. El ministro de Infraestructura, Rubén Etcheverry, destacó la importancia de estas mejoras no solo para la fluidez del tránsito, sino también para la economía local y la seguridad vial. «Nadie escapa a la red vial. Hay mucho trabajo por hacer en este tema», dijo Etcheverry en su más reciente exposición en Alepo. Mencionaron además la relevancia de las obras propuestas, que podrían generar un impacto notable en la zona. El gobernador Rolando Figueroa, por […]

The post Gestión de obras en Vaca Muerta: reducción de costos y colaboración público-privada first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Cambio del régimen tarifario del gas: por qué para los hogares los efectos del ahorro en el consumo no se verán de inmediato

A diferencia de lo que ocurre en el sector eléctrico, las categorías de cada usuario se definen a partir de sus consumos anuales, tomando en cuenta los 12 meses previos a la emisión de la factura. Por lo tanto, la baja de categoría es consecuencia de una reducción en el consumo que inevitablemente es gradual. El fuerte impacto de la suba del cargo fijo en los hogares R34 de Metrogas, los de mayor consumo. El aumento de las tarifas de gas que oficializó el gobierno este miércoles contempla una fuerte suba del cargo fijo, tal como adelantó EconoJournal el sábado. […]

The post Cambio del régimen tarifario del gas: por qué para los hogares los efectos del ahorro en el consumo no se verán de inmediato first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

SE CONOCIERON LAS OFERTAS ECONÓMICAS PARA LA REVERSIÓN DE 4 PLANTAS COMPRESORAS DEL GASODUCTO NORTE

Energía Argentina realizó ayer la apertura de los sobres con las ofertas para el cambio de sentido de 4 plantas compresoras, que forman parte de las obras para la Reversión del Gasoducto Norte. De esta manera, se avanza en la última licitación de este proyecto que resulta fundamental para llevar el gas de Vaca Muerta al Noroeste Argentino y reemplazar así el fluido que se importa de Bolivia, cuya producción se encuentra en declino. El presidente de Energía Argentina, Juan Carlos Doncel Jones, y el vicepresidente, Roberto Mejía Aravena, encabezaron el acto en el que se conocieron las propuestas económicas […]

The post SE CONOCIERON LAS OFERTAS ECONÓMICAS PARA LA REVERSIÓN DE 4 PLANTAS COMPRESORAS DEL GASODUCTO NORTE first appeared on Runrún energético.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Generación fotovoltaica, el tesoro oculto de la Argentina

Por motivos económicos, financieros, tecnológicos, ambientales, operativos y de diversificación de riesgo en Argentina es necesario incrementar la participación de la generación solar fotovoltaica

Luis Alberto Giussani *

El mercado eléctrico es diferente de cualquier otro mercado, y lo es por dos motivos.
El principal es que la energía eléctrica no se puede almacenar, por lo tanto, se debe generar a cada instante lo mismo que se demanda.

El segundo motivo, es que no existe ningún otro bien que pueda ser producido, a costos competitivos, por medio de tantas tecnologías diferentes.

Seis razones explican por qué estas características son clave para la configuración de un sistema eléctrico que genere al mínimo costo, y las razones económicas, financieras, tecnológicas, ambientales, operativas y de diversificación de riesgos por las que en Argentina es necesario incrementar la participación de la generación solar fotovoltaica.

Las seis razones

Primero; la competitividad económica de la energía solar hoy está debidamente comprobada. El siguiente gráfico refleja el levelized cost of energy (LCOE)1 en donde se observa la abrupta caída de los costos de la energía solar fotovoltaica (y también de otras fuentes), al punto que han caído por debajo de los costos de las fuentes fósiles.

El gráfico se interpreta de la siguiente manera: el límite superior de las barras indica el costo del 5% de las instalaciones más caras y el límite inferior indica el 5% más económico, mientras que el punto con valores señala el promedio ponderado por potencia instalada. Por otra parte, la franja en gris muestra el rango de costos de la generación fósil.

Figura 1 – Costo en US$/KWh

Fuente IRENA

Por lo tanto, en 2022 el costo ponderado por potencia instalada de la energía solar fue de 0,049 USD/KWh. Este es un costo casi 10 veces inferior al del año 2010.

Segundo: el aspecto financiero es un factor clave para un país como Argentina, con alto costo del capital y con restricciones externas al financiamiento. En el aspecto financiero la energía solar presenta dos ventajas: i) la puesta en marcha de los proyectos solares requiere tan sólo de meses, en contraste con proyectos de largo plazo como los hidroeléctricos o nucleares.

Esto permite la rápida recuperación de la inversión y evita la acumulación de deudas en proyectos que se encuentran en fase de construcción; y ii) es posible conseguir líneas de financiamiento externo específicas destinadas a la generación renovable.
Tercero: la generación fotovoltaica de electricidad es una tecnología madura, probada tanto a nivel mundial como en el país.

En la producción de paneles solares ha habido una gran evolución (y abaratamiento), al punto que hoy existen colectores bifaciales, los que también generan electricidad en la cara posterior del panel a partir de la luz reflejada en la tierra y la incidencia de la luz difusa. Gracias al recurso solar disponible en el noroeste del país, el factor de capacidad (equivalente al porcentaje de tiempo que se genera a máxima potencia) de los parques locales alcanza al 29,5%.

Este valor duplica a la media mundial que es de 13,5% para el total de parques en funcionamiento y del 16,9% para los parques de más reciente inauguración, los que contarían con mejor tecnología o estarían en locaciones más propicias que los más antiguos.
Cuarto: está cada vez más clara la necesidad de reducir las emisiones de CO2. Contar con una matriz de generación eléctrica más limpia es una de las formas más simples y económicas de lograrlo. La generación eléctrica en Argentina es relativamente limpia comparada a la media mundial, pero podría serlo mucho más. Las estadísticas del año 2023 muestran los niveles de emisiones de CO2 de la generación eléctrica en Argentina debido al uso de los distintos combustibles y a las eficiencias de los equipos despachados.

Tabla 1 – Emisiones en toneladas CO2/MWh

Elaboración propia sobre datos de CAMMESA

Se puede observar que, gracias a la generación renovable (hidroeléctrica incluida) y también a la generación nuclear, las emisiones promedio del país son 51% menores a las emisiones promedio de la generación térmica fósil. Sin embargo, como analizaremos más adelante, mediante el incremento de la generación solar se podría remplazar una cantidad considerable del consumo de los combustibles utilizados para cubrir el pico de demanda, como es el gasoil y el fuel oil.

Quinto: la operación o administración de la red presenta una serie de complejidades. Como se mencionó antes, en cada momento se debe generar la cantidad de energía que la demanda requiere. Por lo tanto, en cada momento se debe optar qué unidad “despachar” o dicho de otra manera que unidades deben generar electricidad y cuáles no.

Describiéndolo de manera simple, el orden de despacho sería: i) las renovales no gestionables o sea la eólica y la solar, ya que si no se las despacha la energía que generan se perdería; ii) las hidroeléctricas de pasada, o sea las centrales hidroeléctricas cuyos embalses no tienen la capacidad de retener porcentajes significativos del caudal del río, y iii) el resto de las centrales en un orden de prioridad desde las unidades generadoras con menor costo marginal a las de mayor, lo cual sería primero las centrales nucleares (cuyos costos son principalmente fijos y no variables), los ciclos combinados, las hidroeléctricas de punta y dependiendo de las necesidades las turbinas de gas, de vapor o los motores diésel.

Además de los costos resultan clave las características propias de la tecnología y las plantas. Por ejemplo, las centrales nucleares tardan días en alcanzar su máxima potencia, mientras que las hidroeléctricas de punta la pueden alcanzar en minuto

En el gráfico se puede observar cómo fue cubierta la demanda de energía del día lunes 13 de marzo de 2023, día récord de consumo tanto de energía como de potencia 2 3 .

Figura 2 – Cubrimiento de la demanda récord

Fuente: Elaboración propia en base a CAMMESA

En el gráfico se puede observar las distintas fuentes que abastecieron la demanda, desde la línea de origen figuran, la generación nuclear, las hidroeléctricas de pasada, las centrales de ciclo combinado y turbo vapor, la energía eléctrica importada, la generación mediante turbinas de gas y motores diésel, la hidroeléctrica de embalse (o de punta), la generación eólica y la generación solar.

La forma de la curva horaria de demanda es un factor clave, ya que antiguamente, en Argentina, los picos máximos demanda se observaban durante una fría noche de invierno, mientras que hoy, debido a la irrupción de los equipos de aire acondicionado, el pico de demanda se observa durante un caluroso día de verano 4 .

Debido a estas características de la demanda la energía solar brinda una doble correlación: una correlación estacional, ya que durante el verano es mayor la generación que en invierno, y por sobre todo una correlación horaria, ya que cuando se produce el pico diario de demanda la generación fotovoltaica está operativa.

Tabla 2 – Pico de demanda anual por área

Elaboración propia en base a CAMMESA

En el cuadro se pueden observar las características del pico de demanda durante los últimos cuatro años. Se resalta si se trata de un pico anual invernal o estival y diario o nocturno.

En naranja está resaltado el pico diurno-estival, en verde nocturno-estival y en celeste nocturno-invernal. Por ejemplo, para el año 2023, se puede observar que tanto a nivel país, como para 20 de las 22 áreas5, el pico es diurno-estival, mientras que para Chubut el pico anual fue nocturno-estival y para la provincia de Santa Cruz el pico fue nocturno-invernal.

La curva de demanda con pico diurno estival y la temporalidad de la generación solar explican que la generación solar sea la fuente renovable con mayor correlación con la demanda, sólo superada por la de las grandes centrales hidroeléctricas.

Tabla 3 – Correlación demanda

Fuente: Elaboración propia en base a CAMMESA

La correlación entre la generación solar y la demanda es aún mayor durante los meses de verano. También es conveniente mencionar que la correlación demanda-generación fotovoltaica para algunas de las provincias con gran potencial solar, como La Rioja, Mendoza o San Juan es superior al promedio nacional.

Figura 3 – Correlación mensual demanda – generación fotovoltaica

Esta característica, sumada al pico diurno estival que presentan las provincias del noroeste y Cuyo, posibilitaría la construcción de parques solares dimensionados de acuerdo a la demanda local o regional, evitando la necesidad de invertir en instalaciones de elevación y reducción de tensión, así como de tendidos de alta tensión.
Sexto: el diseño de un sistema robusto de generación, transporte y distribución implica la minimización de los riesgos de falla.

Tabla 4 – Porcentaje de la potencia instalada por fuente6

Debido a la importancia del riesgo, se puede trazar cierto paralelismo al diseño de una cartera de inversiones. En una cartera de inversiones, está demostrada la conveniencia de la diversificación de la cartera o, como se decía, no hay que poner todos los huevos en la misma canasta. De manera similar, en un sistema eléctrico rara vez la “solución de esquina”, como se denomina al caso en el que un bien es totalmente preferido a otro, resulta ser la óptima.

Existen muchos ejemplos internacionales en los que el exceso de inversión en una tecnología lleva a riesgos en el sistema, como por ejemplo el caso de Brasil ante las sequías.

En Argentina, como observaremos a continuación, al compararnos con los países vecinos la canasta de nuestro parque generador, llamada matriz, aún está pobremente representada por las fuentes renovables.
Si bien cada país cuenta con diferentes recursos, la participación tanto menor de las fuentes renovables que tiene nuestro país es un indicador de la necesidad de ampliarlo. En el siguiente cuadro se refleja el porcentaje de la potencia instalada por fuente de generación.

En el cuadro se observa que tanto en Brasil como en Uruguay la participación de la potencia solar instalada es el doble que en la Argentina, y en Chile es ocho veces mayor. Analizando al resto de los renovables observamos que para la energía eólica la participación de la potencia instalada tanto en Brasil como en Chile es 50% mayor, y que en Uruguay es más de tres veces mayor que en Argentina.

También es notable que la participación de los biocombustibles en la potencia eléctrica instalada sea 20 veces mayor en Brasil o en Uruguay de lo que representan en Argentina.

En conclusión; debido a la baja en los costos de la generación solar fotovoltaica, las ventajas financieras que ofrece tanto por los plazos de ejecución como por las líneas específicas, por el avance tecnológico que presentan, por el alto factor de capacidad que brinda la energía fotovoltaica en el noroeste y en Cuyo, por la urgente necesidad de disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero, por la necesidad de diversificar la matriz y disminuir los riesgos y por la disponibilidad de la energía en el momento del pico de demanda, es necesario, como lo han hecho nuestros países limítrofes, incrementar la participación de la energía solar fotovoltaica.

* Profesor de Economía de la Energía UBA

El LCOE es el costo nivelado de la energía teniendo en cuenta la energía generada, la tasa de descuento, y tanto los costos fijos como los variables incluyendo combustibles y mantenimiento El consumo de energía se observa en el gráfico como toda el área coloreada, mientras que la potencia es el requerimiento puntual, en el gráfico se observa como el pico de 29.105 MW alcanzado a las 15:28. Los valores del 13 de marzo de 2023 fueron superados por los del 1 de febrero de 2024, sin embargo, aún no están disponibles las estadísticas para realizar el presente análisis. De igual manera, las conclusiones no cambiarán por ser ambos máximos en horas diurnas. las 15:28 el 13/03/2023 y las 14:48 el 1/02/2024. Otro factor de menor relevancia es la disminución del consumo en iluminación debido a la mayor eficiencia de la iluminación LED. Se mencionó áreas y no provincias ya que en las estadísticas de Cammesa el consumo de Buenos Aires incluye tanto a la Ciudad Autónoma como a la provincia. Por otra parte, no figuran los datos de Tierra del Fuego ya que esta provincia no se encuentra conectada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Otras en Brasil se refieren a generación distribuida, mientras que en Chile consiste en la suma de la potencia instalada geotérmica y termosolar.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Vista electrificó el primer equipo de perforación de Vaca Muerta y la primera compresora de Sudamérica con energía renovable

Vista, el segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, dio un paso clave en su plan para descarbonizar sus operaciones al electrificar el primer equipo de perforación de Vaca Muerta alimentado íntegramente con energía renovable.

Se trata del equipo Nabors F-24, actualmente en operación en el bloque Bajada del Palo Oeste, el cual marca un paso significativo hacia prácticas más sostenibles en la industria. Junto con ello, Vista ha activado la primera electro-compresora de Sudamérica abastecida exclusivamente de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables.

Este logro se ha llevado a cabo como parte de un proyecto integral que incluyó la conexión de Vista al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), desde la Estación Transformadora Loma Campana (ETLC) del EPEN, en Neuquén. El proyecto abarcó múltiples aspectos, desde la ampliación de la ETLC hasta la construcción de una nueva subestación para alimentar la electro-compresora, así como el tendido de más de 30 km de línea de media tensión.

Es importante destacar que Vista viabiliza el abastecimiento a sus instalaciones en Vaca Muerta con energía renovable gracias a un acuerdo estratégico con la empresa Genneia.

Reducir la intensidad de las emisiones

Este avance forma parte de la ambición de Vista de convertirse en un operador net zero para 2026, mediante la implementación de un plan integral que apunta a reducir la intensidad de sus emisiones de gases de efecto invernadero a 7 kg de CO2 equivalente por barril de petróleo en el mismo año. Entre 2020 y 2023, la empresa ya ha logrado reducir un 26% sus emisiones en términos absolutos y un 60% en intensidad, medida por unidad de hidrocarburo producida.

Según precisaron desde la compañía, estos logros de Vista no solo son significativos para la empresa en sí, sino que también consolidan a Vaca Muerta como una formación low cost y low carbon, cuya capacidad para proveer al mundo de energía confiable, asequible y sustentable queda demostrada.

, Redaccion EconoJournal

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Solis incrementa su apuesta por Argentina, a la espera de reglas claras a largo plazo

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 el crecimiento de las energías renovables en el país.

Uno de ellos fue Sergio Rodriguez, Chief Technology Officer para Latinoamérica en Solis,  quien reveló las expectativas de la compañía en el mercado argentino y su compromiso por seguir ofreciendo a sus clientes una amplia gama de productos, en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, llevada adelante durante la feria.

Rodriguez señala que, si bien Argentina se enfrenta a desafíos macroeconómicos y regulatorios, así como complicaciones en las importaciones, ofrece un potencial significativo para impulsar la transición energética en la región.

“La ventaja del mercado argentino es que exige una certificaciones, tipologías y calificaciones muy similares a países europeos como Alemania y España, que son mercados muy maduros donde tenemos productos muy robustos”, afirma.

Para cumplir con esos altos estándares, Solis, como actor clave en la venta de inversores fotovoltaicos, ofrece una amplia gama de productos adaptados a las necesidades de distintos mercados latinoamericanos. 

En cuanto a los planes a corto plazo, Rodríguez expresa optimismo tras la segunda visita de la firma a Argentina. Sin embargo, subraya la necesidad imperiosa de claridad y estabilidad por parte del gobierno argentino. 

“La definición de reglas claras y políticas a largo plazo es fundamental para generar confianza entre los inversionistas y fabricantes. La visión a largo plazo es esencial en el ámbito energético, ya que proporciona la certidumbre necesaria para el desarrollo sostenible y completo de proyectos”, explica. 

De esta forma, Rodríguez insta al gobierno argentino a asumir esta responsabilidad y establecer un marco regulatorio que trascienda los ciclos políticos y económicos a corto plazo.

Por otro lado, revela que también están enfocando su desarrollo en Chile al calificar al país vecino como “un mercado maduro con retos en cuanto a soluciones de almacenamiento pero con sólidas bases en su sistema eléctrico”.

 

La entrada Solis incrementa su apuesta por Argentina, a la espera de reglas claras a largo plazo se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

TDP dominicana presenta soluciones para el desarrollo y mantenimiento de centrales renovables

TDP dominicana, empresa especializada en la venta de tecnología de punta, es representante a nivel nacional de las marcas BAUR GmbH y Fluke Corporation, líderes en en pruebas para cables de media tensión y equipos de medición, respectivamente. 

Como parte de su participación como partner del último megaevento de Future Energy Summit (FES), la empresa ofreció un keynote ante un auditorio de más de 500 profesionales del sector energético. 

Allí, Fernando Diaz, gerente de Ventas de TDP Dominicana, introdujo las ventajas de considerarlos como aliados estratégicos para nuevos proyectos energéticos, principalmente para cubrir sus requerimientos para el desarrollo y mantenimiento de activos de energías renovables.  

En concreto, durante su disertación precisó cuáles los productos y soluciones clave que están comercializando en el mercado dominicano ante el amplio despliegue de proyectos eólicos y solares en la isla. 

Grandes actores del mercado como EGE Haina, CEPEM y la empresa de generación eléctrica Punta Catalina son algunos de los clientes que han confiado en TDP Dominicana para suplirlos de instrumentos de medición, pruebas para cables y/o herramientas de gestión. 

“Se ha hablado mucho en estos días acerca de la inversión en la generación, tanto eólica como solar. Y todos los sistemas de producción de energía requieren medición. Por eso, nosotros queremos presentar nuevos equipos de medición de la marca FLUKE, precisamente orientados hacia el sector de la industria renovable, especialmente de la fotovoltaica”, declaró Fernando Diaz. 

TDP dominicana siendo representante de la marca FLUKE en tres de sus ramas: FLUKE Calibration, FLUKE Industrial Tools y FLUKE Networks, desde el año 2009 en la República Dominicana, cubre una amplia gama de productos, pero durante FES, se profundizó sobre el FLUKE PVA 1500 y el FLUKE SMFT 1000. 

FLUKE PVA 1500: es un equipo orientado hacia las empresas generadoras y hacia las empresas de mantenimiento que atienden generación hasta en 1500 voltios. Incluye un medidor de irradiancia solar con el cual se puede medir la eficiencia que se obtiene en la generación del string. Es un equipo que permite trazar la curva corriente tensión (I-V), genera la curva potencia tensión (P-V), indica valor de corriente de corto circuito, tensión de circuito abierto, corriente de Máxima potencia, tensión de máxima potencia y potencia máxima generada. Su calidad de portátil permite que sea instalado justo al lado del panel solar, permitiendo medir la eficiencia del String y también comprobar la eficiencia con la que está funcionando el inversor. 
FLUKE SMFT 1000: es un equipo orientado hacia generadoras o instalaciones fotovoltaicas de no más de 1000 voltios. Es un equipo versátil también construye la curva corriente tensión (I-V), realiza pruebas de aislamiento en los cables hasta 1000 V, indica también valores de corriente de cortocircuito y tensión de circuito abierto, pruebas de diodos para determinar el funcionamiento del panel y mide el rendimiento de la cadena fotovoltaica y también la eficiencia del inversor. 

Adentrándose en su oferta para pruebas de cables, subrayó que como toda la generación fotovoltaica o eólica debe pasar a través de conductores, a través de cables, su asociación con la marca BAUR GmbH que es líder mundial en las pruebas para cables de media tensión, cables aislados, y aceites dieléctricos, resulta clave para posicionarse como aliado en el mantenimiento de nuevos proyectos renovables. 

Al respecto, es preciso indicar que BAUR GmbH es la empresa pionera en el desarrollo de la tecnología VLF y también es la única que ha desarrollado un software para predecir la vida útil de los cables aislados de media y alta tensión. 

“Si vemos un sistema eléctrico, nosotros -como proveedor de soluciones- creemos que el cable es parte de esta transición energética. (…) La importancia que se le tiene que dar al cable específicamente en energías renovables es fundamental para garantizar la confiabilidad de la red subterránea, porque sabemos que todos los parques solares y parques eólicos tienen cables directamente enterrados que están propensos muchas veces a daños mecánicos, muchas veces también a daños en la propia instalación o errores humanos”, complementó Alonso Butron, gerente regional de BAUR GmbH

De allí es que desde la empresa trabajan en soluciones para prever y localizar averías en cables, que -en palabras de Butron- “muchas veces son el talón de Aquiles de las empresas de generación renovable”. 

Entre su oferta para ensayo y diagnóstico de cables con tecnología VLF-VERY LOW FREQUENCY, el referente de BAUR GmbH destacó: 

VLF VIOLA TD: equipo de prueba de aceptación de cables con posibilidad de diagnóstico
PD-TaD: equipo móvil para medir simultáneamente las descargas parciales y el valor de la tan Delta
Statex: software de estimación de vida útil de los cables a través de mediciones de tangente Delta 
Liona: equipo de medición de descargas parciales en cables en servicio de media tensión y alta tensión 

En línea con aquello, para la localización de fallas recomendó las siguientes soluciones para cables de media tensión como para cables de baja tensión:  

Shira: equipo de ensayo de las cubiertas de los cables (IEC 60229) y de prelocalización de averías con puente de medición de precisión. 
Protrac: el sistema de localización final protrac de BAUR permite realizar una localización final de las averías muy precisa en cables y cubiertas de cable, por el método magnético-acústico y tensión de paso. 
Syscompact 400 portable: equipo de localización de fallas en cables de media tensión.

La entrada TDP dominicana presenta soluciones para el desarrollo y mantenimiento de centrales renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

LONGi analiza la combinación de dos tecnologías para el futuro de los paneles solares

El mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina abordó los principales temas para el avance de las energías renovables en la región. Y uno de los focos de debate estuvo centrado en las claves para la eficiencia de la energía solar en sus distintas escalas de proyectos. 

LONGi, reconocida empresa distribuidora y productora de módulos fotovoltaicos, aportó su visión durante dicho panel de la cumbre y dio a conocer cómo avanza su estrategia de negocio y cuáles son las tendencias que se avecinan para el mercado renovable. 

“Estamos viendo 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. Creemos que ello es lo más eficiente, pudiendo tener una cara frontal para tener más watt pico por módulo y, al combinarlo, nos permite tener tecnología bifacial muy eficiente para parques solares”, afirmó Lucas Ponce, product and solution manager de LONGi Latam. 

“Es un módulo similar al Hi-MO 6 (generación distribuida) pero bifacial para aplicar en parques solares”, agregó durante el evento organizado por Future Energy Summit que reunió a más de 500 líderes y referentes del sector de las energías renovables de Argentina y la región. 

Cabe recordar que LONGi cuenta con dos unidades de negocio, de las cuales una está dedicada a la producción de módulos solares fotovoltaicos, desde el modelo Hi-MO 1 hasta el Hi-MO 7 (lanzado el 2023). 

Este último está 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 nueva patente de tecnología HPDC mejora el módulo en términos de eficiencia del producto (cerca del 22,5%) reducir el coeficiente de temperatura por debajo del 28% por grado centígrado, con lo que se disminuyen las pérdidas en parques, y también ayuda a reducir las degradaciones del primer año y los restantes 29 años de garantía”, explicó Ponce. 

“TOPCon da garantías del 0,4% y 1% para los 29 años, mientras que desde LONGi con el Hi-MO 7 podemos ofrecer de 0,8% y 0,38% que hace un diferencial en la garantía”, detalló en el cuarto panel de la jornada de FES Argentina. 

LONGi establece un nuevo récord mundial del 27.09% en la eficiencia de celdas solares de contacto posterior de heterounión

Mientras que para generación distribuida, la compañía cuenta con el Hi-MO 6, el cual es un producto monofacial que para el mercado argentino está disponible en su gama “all black”, pero que en otros países más avanzados ya cuenta con distintas gamas de colores. 

“Además, también trabajamos con la otra unidad de negocio, de generación de electrolizadores y toda la cadena de valor para producción de hidrógeno verde. Por lo que esperamos que Argentina tenga para avanzar en ello, considerando que ya hay proyectos tomando forma y que tuvimos muchas consultas al respecto”, concluyó el product and solution manager de LONGi Latam. 

La entrada LONGi analiza la combinación de dos tecnologías para el futuro de los paneles solares se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

La Cámara Colombiana de la Energía solicitó revisar el Plan Energético Nacional 2024/2054

El Plan Estratégico Nacional (PEN) es un ejercicio prospectivo que establece las metas, políticas y acciones prioritarias para el desarrollo energético integral de Colombia a largo plazo.

Como todo plan a largo plazo, este no está exento de revisiones. Teniendo en cuenta que las últimas se llevaron adelante en 2021 y en 2023,  la UPME  ha convocado a diversos actores tanto públicos como privados para debatir si los objetivos son alcanzables para el 2054 y que iniciativas se podrían tomar para cumplir con esas metas.

En este contexto, a través de un documento titulado «Plan Energético Colombiano al 2054: un mundo eléctrico posible», la Cámara Colombiana de la Energía propuso retomar el llamado consignado en la revisión de 2023 del PEN, con el objetivo de dar un salto hacia apuesta ambiciosas en escenarios de profundización de la electrificación.

Para ello hizo un análisis de las últimas revisiones, en las que se recordaron las amenazas y se reiteró la necesidad de actualizar esos obstáculos.

«La revisión PEN 2054 debe concentrar acciones en apuestas que deriven en una electrificación mayor de las actividades económicas, no solo como una lista de buenos deseos y llamados generales a tomar ese camino. La adopción de las mejores tecnologías disponibles (BAT, por sus siglas en ingles) en todos los sectores debe ser la espina dorsal del diseño de planes y programas para materializar la transición energética», explica el documento.

Y agrega: «Estas tecnologías requerirán de marcos regulatorios y normativos que sean perseguidos deliberadamente por todos los agentes y visibilizados por entes públicos como el MME, UPME, MinCIT y MinTIC».

Según la Cámara Colombiana de Comercio, estos nuevos desarrollos tecnológicos, tienen riesgos asociados por lo que se abre la necesidad de vincular a la academia, el privado y el Estado para tener una adecuada oferta de capital humano que permita aprovechar las oportunidades del mercado.

La entidad asegura que alcanzar la electrificación de la economía colombiana al 2050 es un objetivo ambicioso pero alcanzable. Para ello, no hay dudas que se requerirá una mayor inversión en la generación de energía, especialmente a partir de fuentes renovables, la modernización y expansión de la red eléctrica.

No obstante, la Cámara advierte que el principal desafío de la electrificación en Gran escala es la financiación de la inversión necesaria para la infraestructura energética, así como el desarrollo de tecnologías limpias eficientes, fortalecimiento del marco regulatorio y capacitación y educación de la población.

«El marco regulatorio estable e innovador será un componente permanente en las decisiones de todos los agentes, de tal manera que las reglas sean conocidas de ante mano, los cambios sean concertado y que la transición energética beneficie a todos los colombianos», concluye el escrito.

 

La entrada La Cámara Colombiana de la Energía solicitó revisar el Plan Energético Nacional 2024/2054 se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

ACEN: “Hoy día sí está flotando el proyecto autoconsumo siendo cliente libre»

Los desafíos de la comercialización para este 2024 fue el tema del diálogo organizado por la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN), donde participaron quienes son los nuevos líderes de empresas de este rubro. Si bien concuerdan en que la probable baja del límite de la potencia es un súper desafío, también se plantean otros más pedestres que, según la mayoría, involucran un intercambio eficaz entre los distintos agentes del mercado, definiciones desde la autoridad eléctrica y una cadena de pagos saludable.  

Sin embargo, la mirada también la colocan en los desafíos internos, tal como dice Teresa Company, Country Manager Chile en Factor Luz, “reinventar, flexibilizar y fortalecer la propuesta de valor, es decir, tenemos que ir más allá de suministrar energía, tenemos que convertirnos en empresas que ofrezcan servicios que se puedan ajustar a las necesidades del cliente y que sean muy atractivos”. 

También destacó el poder del cliente a través del uso de la tecnología que le otorga “un mayor control de su energía”, sin embargo, desde la vereda de la demanda, el invitado al diálogo Juan Sebastián Jara, Co-founder en Match Energía, comentó que “la cadena de pago asociada a los peajes de distribución no está sobre vigilada como sí están los balances de potencia, energía, servicios complementarios” y claro, los clientes en vez de sentirse empoderados están con temor a que los desconecten.

 Por otro lado, Jara desmitificó la creencia de que a los clientes libres no les conviene tener una planta de autoconsumo fotovoltaica y que ambas soluciones pueden convivir de buena manera. En su consultora, al analizar las ofertas de las empresas que ofrecen autoconsumo a los clientes libres, se dieron cuenta de una debilidad en las evaluaciones económicas. “Si uno grafica cómo el sistema va asignando los sobrecostos asociados al mercado de la energía, los mínimos técnicos, las partidas de tensiones, precio estabilizado, ese volumen de dinero se reparte más del 90% en horas días. Entonces esas empresas que ofrecen ese tipo de servicios tienen que agregar esos costos en su oferta y el precio estabilizado como lo hemos visto, que se lleva más del 50% de los cargos SEN, incluidos los servicios complementarios, tienes al menos 11 dólares por mega watt más y en algunos meses llega hasta 15 dólares. Con eso hoy día sí está flotando el proyecto autoconsumo siendo cliente libre”.

Lo que sí no flota, tal como lo mencionó Miguel Iglesias, CEO en Energyasset, son los clientes que pagan desfasados o dejan sencillamente de pagar, “tenemos que incidir un poco más en el control de la administración de los clientes para suspender el suministro u otras presiones para cuidar la cadena de pagos”. 

Según la conversación, queda claro que hay que invertir tiempo además en “educar” a los clientes que están muchas veces en la opacidad del conocimiento eléctrico, y esto incluye “ayudarlos a entender y comprender las problemáticas y cambios regulatorios que se están viviendo y cómo los van a afectar, como la futura ley de estabilización de las tarifas eléctricas o la  recalificación de las líneas dedicadas que está provocando gran incertidumbre en los clientes libres en distribución”, comentó Mauricio Utreras, Gerente de Desarrollo y Nuevos Negocios en Roda Energía.

A raíz de la factible baja de la potencia, agregó Utreras que “estaremos enfrentando un desafío muy distinto a lo conocido. Estamos hablando de duplicar la cantidad de clientes actuales con potencial de ser clientes libres. Frigoríficos, talleres o pequeñas industrias que buscarán acompañamiento desde el punto de vista de la energía para poder ser más competitivos”. 

Abandonando así visiones pasadas, los comercializadores concuerdan en que lo próximo es “empezar a trabajar con cartera de clientes, con cartera de demandas”, según Company.

En general, agregó Jara, este tipo de cliente “pequeño” trabaja un turno de 8 a 6 y rara vez tienen un par de horas excepcionales o a lo más 2 turnos. “El desafío del abastecimiento nocturno no viene a ser relevante en la ecuación. Considerando la sobreoferta de energía diurna, el cliente va a recibir ofertas y las tarifas va a ser muy competitivas”.

Existen clientes libres que tienen una potencia conectada de 500 kW pero en consumo de energía se asemejan a algunos con 300 kW y aun así reciben en promedio 15 ofertas, lo cual es un paneo completo del mercado de los participantes que activamente van por esos clientes libres, según Jara.

Otro mito que rodea a estos clientes “pequeños” recalcó el moderador y secretario ejecutivo de ACEN, Eduardo Andrade, es que podrían estar desprotegidos porque serían clientes poco sofisticados y, por lo tanto, podrían ser objeto de cláusulas o precios y costos mayores que los que tendrían en el mercado regulado.  En este tema, Utreras ve una oportunidad para el sector público que puede ayudar a la transparencia de este mercado, “simplificar los modelos de contratos, además de transparentar los precios medios de mercado del SEN para distribución y para clientes libres, dar desagregada esa información por tipo de cliente para entender bien cuáles son los precios a los cuales pueden acceder estos clientes realmente para que no se generen falsas expectativas”. 

De acuerdo con Iglesias, la autoridad también podría “acelerar la normativa para que ingresen los proyectos de almacenamiento para dejar la dependencia del diésel y el carbón y lograr la independencia energética con capacidades propias, es decir, con nuestro sol, con nuestras baterías, en nuestro sistema con nuestras líneas robustas”.

 

La entrada ACEN: “Hoy día sí está flotando el proyecto autoconsumo siendo cliente libre» se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

ENGIE Chile obtiene certificación de oro como empresa sostenible

Un nuevo avance en su desempeño en materia de sostenibilidad obtuvo ENGIE Chile al recibir la certificación de Medalla de Oro otorgada por la organización de calificación mundial EcoVadis

La compañía fue evaluada en base a 21 indicadores que se dividen en cuatro ámbitos: Medio Ambiente; Prácticas Laborales y Derechos Humanos; Éticas y Compras Sostenibles. Tras este proceso, y una exhaustiva revisión, EcoVadis calificó a ENGIE Chile con 75 de 100 puntos.  

“Generar un impacto positivo en las personas y el planeta, es nuestro propósito. Por lo mismo, la sostenibilidad es la base de nuestra estrategia. Este reconocimiento otorgado como empresa sostenible se trata de un importante paso en la medición y seguimiento de los estándares ESG y un testimonio del compromiso de la compañía con nuestro propósito de liderar con responsabilidad ambiental y social. La sostenibilidad es el corazón de cada proyecto y cada acción que emprendemos, desde la generación de energía hasta la gestión de recursos, y en todas las áreas donde desplegamos nuestra labor. Es parte de nuestra identidad y motor de nuestra excelencia», comentó Rosaline Corinthien, CEO de ENGIE Chile. 

La metodología de EcoVadis se basa en los estándares internacionales de sostenibilidad, entre ellos el Global Reporting Initiative, el Pacto Mundial de la ONU y la norma ISO 26000. 

“El año pasado obtuvimos la certificación SET Label, sobre transición energética sostenible, y ahora estamos orgullosos de lograr la Medalla de Oro de EcoVadis. Valoramos enormemente este avance, fruto de la integración de los principios de la sostenibilidad en nuestra compañía”, expresó Pablo Villarino, Gerente de Asuntos Corporativos de ENGIE Chile.

Cabe destacar que EcoVadis es una plataforma de evaluación de sostenibilidad empresarial que proporciona clasificaciones y análisis comparativos de rendimiento sostenible de las empresas a nivel global. Utiliza estándares internacionales de sostenibilidad, normativas medioambientales y prácticas comerciales éticas. EcoVadis evalúa a las empresas en áreas como medio ambiente, prácticas laborales y derechos humanos, ética empresarial y cadena de suministro. 

La entrada ENGIE Chile obtiene certificación de oro como empresa sostenible se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Energía segura todos los días para el bienestar de las personas

“Denuncia con Energía”, así denominamos la campaña a través de la cual, desde el Gobierno y en conjunto con las policías, el Ministerio Público, y el sector privado, buscamos sensibilizar a la ciudadanía y llamar a denunciar el robo de cables eléctricos que, en la región de Atacama, es una de las principales causas de las interrupciones del suministro eléctrico, afectando de manera significativa la calidad de vida de las personas.

Que todas las personas cuenten con suministro eléctrico seguro y estable todos los días es una de nuestra prioridades como Gobierno del Presidente Boric y trabajaremos de manera incansable por alcanzar esta meta. Por eso, en 2022, como Ministerio de Energía junto a la Delegación Presidencial Regional reactivamos la Mesa Regional para la Prevención del Robo de Cables Eléctricos, iniciativa público-privada que se encuentra ejecutando estrategias de coordinación para la prevención e investigación de este tipo de delitos, estableciendo protocolos para mejorar tiempos de respuesta frente a estas situaciones. No obstante, junto con la articulación público-privada y al trabajo de inteligencia del Ministerio Público y de las policías necesitamos del compromiso de la ciudadanía denunciando estos ilícitos, de manera segura y anónima, al Fono Denuncia Seguro *4242, o ante Carabineros al 133 o ante la PDI al 134.

El robo de cables eléctricos nos preocupa, estos hechos dañan la infraestructura eléctrica, provocando la interrupción del suministro de energía en nuestros hogares y trabajos, hacen perder cadenas de frío de alimentos y medicamentos, obstaculizan el funcionamiento de centros de salud, establecimientos educacionales, el comercio, las pymes y las industrias, e imposibilitan, en general, el desarrollo normal de nuestras actividades cotidianas.  

La ciudadanía merece vivir más segura, por eso, es que, a través de esta coordinación público-privada, no escatimaremos esfuerzos para evitar este tipo de delitos, persiguiendo y desbaratando bandas dedicadas a realizar estas acciones, y sensibilizando a la ciudadanía frente a estos hechos, invitando a denunciar cuando seamos testigo o tengamos información relacionadas con estos ilícitos. Juntos evitamos el robo de cables y logramos energía segura todos los días para todas las personas.

La entrada Energía segura todos los días para el bienestar de las personas se publicó primero en Energía Estratégica.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

El gobierno mensualizó el cargo fijo de las tarifas del gas y las subas porcentuales son exorbitantes

Los nuevos cuadros tarifarios del gas que oficializó el gobierno este miércoles contemplan una fuerte suba de los cargos fijos porque ahora todo el margen que perciben las distribuidoras se cobra dentro de ese concepto. En el caso de Metrogas un usuario R34 sin subsidio de la Ciudad de Buenos Aires, que consume más de 1800 m3 por año, pasará a pagar 52.852 pesos por mes, lo que sumado a los impuestos le pone a la factura un piso de casi 70 mil pesos. Al comparar con el cargo fijo de 3595,86 pesos que venía pagando ese usuario la suba es de 1369,8%. Sin embargo, el gobierno introdujo otro cambio que hasta ahora pasó relativamente desapercibido y es que el cargo fijo, ya no es bimestral sino mensual, según pudo confirmar EconoJournal con varias fuentes del sector. Por lo tanto, en el ejemplo citado la suba no es del 1369,8% sino de 2839,6%.

La situación en términos porcentuales es todavía peor para un usuario de Metrogas de bajos recursos (Nivel 2) de la categoría R34 porque venía pagando 2617,3 pesos de cargo fijo por bimestre, es decir, 1308 pesos mensuales y ahora pagará 52.852 pesos, lo mismo que el usuario Nivel 1 porque el gobierno unificó un solo cargo fijo para los tres niveles de segmentación. En ese caso la suba llega al 3940%.

Eduardo Rodríguez Chirillo, secretario de Energía.

Alguno podría decir que el ajuste que deben afrontar los usuarios R34, ya sean de altos o bajos recursos, constituye un caso extremo, pero este no es un problema que afecte solo a ese universo de hogares ni que se circunscriba a la Ciudad de Buenos Aires. En la Patagonia las subas porcentuales también son extremadamente altas.

Un usuario R1 de bajos recursos (Nivel 2) que vive en Tierra del Fuego, abastecido por Camuzzi Gas del Sur, venía pagando de cargo fijo 393,6 pesos bimestrales, 196,8 pesos por mes, y ahora deberá pagar 7397,85 pesos por mes, un 3659% más por mes.

Un usuario de bajos recursos R21 de Santa Cruz, que consume entre 501 y 600 m3 por año, venía pagando un cargo fijo de 411,4 pesos bimestrales, 205,7 pesos por mes, y ahora pagará 11.180,29 pesos, un 5335,2% más por mes.  

A raíz de esta situación, la suba porcentual promedio de la factura final, no del cargo fijo, para los usuarios de bajos recursos (Nivel 2) supera con comodidad el 500%, pese a que el precio del gas para ese segmento continúa fuertemente subsidiado.

La estrategia oficial

El gobierno es consciente de esta situación porque la decisión de mensualizar el cargo fijo busca justamente disimular el brutal impacto que supone esta reforma tarifaria, la cual va más allá de un simple aumento. Lo sorprendente es que no solo decidió mensualizar el cargo fijo, sino que además decidió no informar públicamente ese cambio y, obviamente, tampoco se encargó de aclarar que el porcentaje de aumento de los cargos fijos y de las facturas finales es mayor al que comenzó a trascender en los medios.

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, no salió a hablar por ningún lado. Lo único que hizo fue postear un slide en la red social X (ex Twitter) donde figura cuanto pagarán de factura final los usuarios con consumos promedios de 102,3 metros cúbicos mensuales, sin ninguna otra aclaración. Allí dice que un usuario sin subsidio Nivel 1 desembolsará 24.284 pesos, un usuario N2 de ingresos bajos 15.830 pesos y un N3 de ingresos medios 23.678 pesos.

Así quedarían las facturas finales para usuarios residenciales, teniendo en cuenta consumos promedios, con los nuevos cuadros tarifarios que publicó @enargas. pic.twitter.com/w3AfGiY0DM

— Eduardo R. Chirillo (@chirilloeduardo) April 3, 2024

Post subido por el secretario de Energía luego de la publicación de los cuadros tarifarios.

Es cierto que en términos absolutos la mayoría de las facturas en el Área Metropolitana de Buenos Aires estarán en línea con lo que un hogar paga de televisión por cable e internet porque los usuarios R34 citados arriba forman parte de un caso extremo. También es verdad que comparar el cargo fijo viejo mensualizado con el cargo fijo nuevo no es del todo correcto porque una parte de la tarifa que antes se canalizaba a través del cargo variable, ahora se computa exclusivamente dentro el cargo fijo.  Se puede coincidir, además, en que los valores absolutos que estaban pagando la mayoría de los usuarios de la Patagonia son bajos por la doble bonificación que tenían (descuento por zona fría y precio del gas diferencial) y eso alentaba un derroche del recurso. No obstante, todos esos argumentos no justifican el intento deliberado por tratar de disimular lo que se hizo.

Tarde o temprano los analistas que siguen al sector se iban a dar cuenta que en los nuevos cuadros tarifarios el cargo fijo figura en “$/mes”. Incluso los propios usuarios iban a sospechar que algo andaba mal cuando el cargo fijo que antes se dividía por dos en cada boleta, al igual que los m3 cúbicos consumidos (porque la medición es bimestral, pero la facturación es mensual) les empezara a llegar de manera completa todos los meses.

No es la primera vez que el gobierno intenta algún tipo de maniobra distractiva. A mediados de febrero dijo que los aumentos de tarifas para los usuarios de Edenor y Edesur iban a oscilar entre el 65% y el 150% y luego los cuadros tarifarios evidenciaron que la mayoría de los usuarios iban a tener que enfrentar subas que iban del 150% a más del 300%. De hecho, el propio gobierno publicó el miércoles pasado una resolución rectificatoria para suavizar ese ajuste. Habrá que ver qué pasa en esta oportunidad.  

, Fernando Krakowiak

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Claves para entender la suba de gas que podría trepar hasta 12 veces en el invierno

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) oficializó los cuadros tarifarios que comenzarán a regir desde abril para los usuarios residenciales, comercios e industrias. Aunque se informó oficialmente que la suba en principio promediará un 300%, para el invierno las tarifas podrían llegar a ser hasta un 1200% superiores a las abonadas en marzo. Es que hubo cambios en el ítem cargo fijo y además, en invierno, el consumo crece mucho.  

La boleta de este servicio está compuesta por cuatro ítems: el precio del gas, el costo de transporte, el servicio de distribución y los impuestos. El primer ítem, el costo, es la que más impacta sobre las boletas. Por eso los casos de aumentos serán variados, debido a que el componente que más incide en la tarifa final, que es el precio del gas PIST, variará según la provincia del país y según el nivel de ingresos de las familias.

¿De cuánto serán los primeros aumentos de gas?

Según informó Metrogas (2,3 millones de clientes en 11 municipios del sudeste del conurbano bonaerense y CABA), algunos usuarios tendrán saltos en sus facturas de hasta 456% desde el próximo mes. Así lo detalló la compañía en un comunicado difundido este miércoles:

En la provincia de Buenos Aires, para un usuario residencial R1, el incremento en la factura promedio anual será de $5.888 respecto del cuadro tarifario anterior. De acuerdo con los nuevos valores pagaría en promedio $7.400 por mes desde los $1.512 que venía afrontando (389%). “El R1 corresponde a una casa o departamento en la que viven 4 personas y cuentan con calefón o termotanque, cocina, horno y una estufa. El ejemplo está basado en un usuario Nivel 1 (N1), que es el considerado de mayores ingresos. El R1 es el 52% por ciento de los clientes de Metrogas”, explicó la empresa.

En tanto, para un usuario residencial R22, cuyo consumo va desde los 600 a 800 metros cúbicos al año, el incremento en la factura promedio es de $19.755 respecto del cuadro tarifario anterior. De acuerdo con los nuevos valores este usuario pagaría $24.319 desde los $4.564 (432%).

¿Qué pasará desde mayo?

El mayor impacto se hará sentir con este nuevo cuadro tarifario, que comenzará a regir a partir del 1° de mayo, cuando el precio del gas salte a entre US$ 4,20 y US$ 4,50 por millón de BTU, dependiendo la zona del país. Esto representará una fuerte disparada en un período donde los consumos serán más altos por el invierno.

Hay que tener en cuenta que desde mayo los cuadros tarifarios se van a aumentar mensualmente en base a inflación, devaluación y el costo de la construcción.

¿Qué es el cargo fijo?

La novedad del cuadro tarifario es el aumento en los valores del cargo fijo, que es lo que se paga por recibir el servicio de gas en una casaEl promedio es 500%, pero puede tener picos de hasta trece veces. El Energas dispuso una reforma tarifaria que consiste trasladar todo el costo de distribución (VAD) directamente sobre el cargo fijo, lo que llevó a que en ese ítem se registren estas subas. Por ejemplo, un hogar R33 (de consumo medio alto), pagaba un cargo fijo unos $2200 mensuales y ahora pagará más de $.22.000.

Hasta el momento las distribuidoras debían cubrir su costo por el cargo fijo y el cargo variable de la factura en partes iguales, algo que en la práctica no sucedía por el congelamiento tarifario. Los ajustes del componente, en tanto, se aplicaron a todas las categorías de consumo, independientemente de la segmentación por ingresos planteada por la Secretaría de Energía. Es importante destacar que eso es bimestral.

Según Walter Martello, defensor del Pueblo adjunto de la provincia de Buenos Aires, el cargo fijo de cada boleta aumentará casi 400% para los usuarios de menor consumo. Pero para residenciales, el incremento será del 584%. Así las categorías R1 pagarán en Metrogas Buenos Aires $2554, pero la R34 pagará $52.000 en CABA y $28.772 en Buenos Aires, solo de cargo fijo. Y un comercio de Buenos Aires que consuma 1000m3 cuya categoría sea P1 pagará $219.000 cuando se apliquen cargos e impuestos.

¿Qué pasará con la zona fría?

Debido a las bajas temperaturas que enfrentan, los usuarios patagónicos (que incluye a unos 90 municipios bonaerenses) tenían dos beneficios: un precio diferencial del gas en boca de pozo y un descuento del 50% en la tarifa por la ley de Zonas Frías. Por ahora esto último seguirá vigente, pero el Gobierno fijó el precio del gas en un valor similar para todo el país, cuando hasta ahora en la Patagonia venían pagando poco menos de la mitad. De este modo, las subas del PIST en el sur del país llegan al 486%, mientras en Buenos Aires se ubican en torno al 150%.

La entrada Claves para entender la suba de gas que podría trepar hasta 12 veces en el invierno se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Proponen retrasar una hora los relojes para mejorar el uso de energía

El diputado Julio Cobos volvió a presentar un proyecto para modificar la hora en Argentina, con el objetivo de “mejorar la eficiencia” energética y optimizar el aprendizaje de los alumnos en las escuelas.

La idea de Cobos –atrasar una hora los relojes- se basa en que Argentina existe un “desfasaje entre la hora oficial (-3) y el huso horario que realmente nos corresponde (-4)”, lo que según el legislador “provoca varios inconvenientes”.

“Argentina se encuentra casi en su totalidad dentro del huso horario de 4 horas al Oeste de Greenwich, solamente la zona cordillerana ingresa en el Huso -5; sin embargo usamos la hora del Huso -3. Además, parte de Brasil, Paraguay, Bolivia, Venezuela y Chile hoy están en el Huso -4”, remarcó el diputado radical.

“La educación es uno de los principales sectores damnificados en el desfasaje entre la hora solar y la hora oficial. La gran mayoría de los alumnos en Argentina comienzan su jornada en plena oscuridad, produciéndose un efecto negativo en su desempeño escolar. Actualmente en Mendoza, la hora reloj de inicio de las actividades escolares es a las 8 de la mañana, pero en realidad corresponde a las 6:30 de la hora solar”, argumentó el ex gobernador de Mendoza.

En su argumentación, citó un estudio del Conicet a través del Instituto Nacional de Ambiente, Hábitat y Energía (INAHE,) y afirmó: “Argentina hoy tiene una de las mayores diferencias entre la hora solar y la hora oficial, lo que afecta no solo al consumo de electricidad sino también al desempeño escolar. Necesitamos lograr una mayor coincidencia entre la hora solar y la oficial”.

Argentina comenzó a modificar su huso horario en 1930, cuando para el verano adoptó la zona horaria -3, y para el invierno la zona horaria -4. El que lo dejó en claro con ejemplos y mapas fue el biólogo e investigador del CONICET, Diego Golombek.

Si contamos las alternancias verano invierno, en Argentina hemos cambiado la zona horaria unas 57 veces. Lo peor es claramente la alternancia en verano a huso horario -2: si ya estábamos en la punta de Brasil, en el verano pasábamos a estar en medio del Atlántico. Como dijo algún periodista, estábamos ‘azorados’, pero no sorprendidos, sino en las islas Azores…”, publicó en las redes sociales Golombek.

Estar en el huso horario adecuado a nuestro lugar en el mundo hace que nos expongamos a la luz adecuada para la salud, el sueño y el alerta”, añadió el científico.

Tras la nueva presentación de Cobos en Diputados, Golombek se ofreció a colaborar: “Nuestro Laboratorio del Tiempo trabaja en estos temas y estamos muy dispuestos a asesorar en el cambio de horario necesario, y todo lo relacionado a ritmos circadianos, sueño y salud pública”.

Y Cobos respondió: “Muchas gracias, Diego Golombek por tu predisposición. Sé de tu conocimiento en el tema y sería muy bueno que participes en la discusión cuando lo tratemos en las comisiones. Es importante que avance y se concrete”.

Hasta 2009, para aprovecha la luz solar y ahorrar energía, la Argentina tenía un “horario de verano”. Este regía entre noviembre o diciembre hasta febrero o marzo, período durante el cual había que adelantar los relojes para estar en el huso horario -2.

Durante el último cambio, entre octubre de 2008 y marzo de 2009, el huso fue -2, salvo para las provincias de Catamarca, Chubut, Jujuy, La Pampa, La Rioja, Mendoza, Neuquén, Río Negro, Salta, San Juan, San Luis, Santa Cruz y Tierra del Fuego, que permanecieron con el -3. Esta diferencia con el UTC está relacionada con la Ley 26.350, promulgada en 2007, que establece como HOA durante el invierno el huso horario -3 y durante el verano el huso -2. Sin embargo, desde 2009, el horario de invierno se mantiene durante todo el año.

La entrada Proponen retrasar una hora los relojes para mejorar el uso de energía se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Juicio de YPF: piden que intervenga la Oficina Anticorrupción para apartar al segundo de Rodolfo Barra

Los diputados de la Coalición Cívica Paula Oliveto Lago y Juan Manuel López solicitaron ante la oficina anticorrupción el “apartamiento” del subprocurador Andrés de la Cruz. Denuncian que podría haber “conflictos de intereses” por parte del letrado, por su relación con la familia Eskenazi. Esto sucede luego de que el Procurador del Tesoro, Rodolfo Barra se haya excusado de intervenir en los juicios contra YPF. Los legisladores solicitan a De la Cruz a no tomar responsabilidades del juicio.

Expresamente, los legisladores le pidieron al “Sr. Subprocurador del Tesoro de la Nación, Dr. Andrés De la Cruz, que se abstenga de intervenir en actuaciones relacionadas con el juicio contra nuestro país llevado adelante por Burford Capital”. Luego de que Rodolfo Barra de un paso al costado con la causa, naturalmente la misma llegó a manos del subprocurador.

La razón por la cual los legisladores piden que el funcionario no tome responsabilidades del caso, es porque “de acuerdo a lo que ha trascendido públicamente, (Andrés) de la Cruz habría sido abogado de la familia Eskenazi”, la familia involucrada en el juicio de YPF

El letrado formó parte del equipo de Cleary Gottlieb Steen & Hamilton. Las tareas de De la Cruz, entre otras cosas, eran las de defender al Grupo Petersen, es decir, la familia Eskenazi. El abogado fue propuesto como subprocurador por el ministro de Economía, Luis Caputo, con el visto bueno del jefe de Gabinete, Nicolás Posse.

Es por esto que Oliveto Lago y López advirtieron que podría estar presente “la existencia de un conflicto de intereses que perjudicaría notoriamente la defensa de nuestro país”.

Mediante una carta dirigida a Alejandro Melik, titular de la Oficina Anticorrupción, los diputados describieron que “deviene necesario la intervención de la Oficina Anticorrupción a fin de que le solicite al Dr. De la Cruz que se abstenga de intervenir en actuaciones relacionadas con el juicio contra nuestro país llevado adelante por Burford Capital y que, consecuentemente, delegue dichas funciones en otros funcionarios de la Procuración”.

“Entendemos que es fundamental para la Argentina ejercer una defensa adecuada en aquella causa puesto que, de lo contrario, nuestro Estado será condenado a pagar una enorme suma de dinero, en claro perjuicio de la sociedad argentina que, una vez más, se verá perjudicada por la mala administración y la corrupción de algunos funcionarios públicos y empresarios”, continúa la carta.

En el último párrafo de la carta, los diputados vuelven a solicitar que el subprocurador desista a las responsabilidades del juicio: “Por los fundamentos expuestos, venimos nuevamente a solicitarle a la Oficina Anticorrupción que requiera al Sr. Subprocurador del Tesoro de la Nación, Dr. Andrés De la Cruz, que se abstenga de intervenir en actuaciones relacionadas con el juicio contra nuestro país llevado adelante por Burford Capital”.

Originalmente, el juicio debería haber sido intervenido por el Procurador de la Nación, Rodolfo Barra, pero se “excusó” de no poder intervenir en el caso por haber participado del mismo como consultor jurídico en 2021. El apartado de Barra fue aceptado por Javier Milei mediante el Decreto 283/2024. De esta manera, la representación pasaría directamente a los subprocuradores Andrés De la Cruz y Marcos Serrano.

La entrada Juicio de YPF: piden que intervenga la Oficina Anticorrupción para apartar al segundo de Rodolfo Barra se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

El procurador Rodolfo Barra se excusó de intervenir en el juicio de YPF y piden su renuncia

El presidente Javier Milei aceptó un pedido de excusación del procurador del Tesoro, Rodolfo Barra, y no intervendrá en el juicio contra la Argentina por la expropiación de YPF. Fue luego de un pedido argumentado en los principios de prudencia e independencia de criterio, tras conocerse que dictaminó a favor de la ex presidenta Cristina Kirchner en la Causa Vialidad.

Este miércoles se publicó en el Boletín Oficial el Decreto 283/2024, que le aceptó la excusación presentada días atrás. De ese modo, el jefe del Cuerpo de Abogados del Estado no intervendrá en los temas relacionados con la causa internacional por la expropiación de la petrolera de bandera. Se trata de una decisión que no pasó desapercibida, y que fue repudiada por un sector de la oposición.

Es que el presidente de la Coalición Cívica, Maximiliano Ferraro, pidió su renuncia. “El procurador Barra aceptó su conflicto de intereses en la causa YPF. Debe renunciar”, escribió en su cuenta de X.

En el día de hoy Rodolfo Barra reconoció su conflicto de intereses en la causa de nacionalización de YPF por la que la Argentina tiene que abonar 16 mil millones de dólares. El Presidente aceptó su excusación, un apartamiento formal que no alcanza ni da garantías suficientes“, escribió. Y sumó: “Si el Procurador que debe defender los intereses del Estado Argentino no puede intervenir en el principal caso judicial contra nuestro país, entonces no tiene sentido que continúe en su cargo”.

En ese sentido, Ferraro añadió que “Barra debe renunciar inmediatamente y dejar su función a quien pueda ejercerla plenamente con integridad, idoneidad y sin conflictos de intereses por sus ‘servicios prestados’ a Cristina F. de Kirchner y demás responsables políticos y penales de la estatización, vaciamiento y estafa de YPF“.

Junto con su cuestionamiento, Ferraro compartió una captura del decreto que entre sus considerandos sostiene que Barra, “ante una eventual actuación por su parte en dicho proceso, podrían percibirse afectadas su independencia de criterio o su imagen pública, en razón de haber emitido una opinión técnica de experto en Derecho Administrativo argentino”.

En ese marco, el decreto emitido por el Poder Ejecutivo señala que “con el fin de garantizar la mayor transparencia e imparcialidad en cada uno de los actos de gobierno, corresponde hacer lugar a la solicitud efectuada por el Procurador del Tesoro de la Nación por las razones expuestas como fundamento de su excusación”.

El referido decreto lleva la firma del presidente Milei, del jefe de Gabinete Nicolás Posse y del ministro de Justicia, Mariano Cúneo Libarona.

La entrada El procurador Rodolfo Barra se excusó de intervenir en el juicio de YPF y piden su renuncia se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Gas: la suba del 300% vendrá con aumento de impuestos incluido

La disminución de los subsidios a los servicios públicos, una medida que el Gobierno parece haber abordado con gran determinación para este año, también se traducirá en beneficios para los presupuestos nacionales, provinciales y municipales. Esto se debe a que en cada factura emitida al consumidor final se aplican una serie de impuestos “ad valorem” que aumentan en la misma medida en que se incrementa el monto total a pagar.

La factura de gas experimentará un aumento promedio del 350%. En consecuencia, impuestos como el IVA e Ingresos Brutos aumentarán en la misma medida, generando un doble efecto positivo sobre el fisco. Por un lado, se reducirá el gasto en subsidios y, por otro, se incrementarán los ingresos fiscales.

El plan de ajuste económico propuesto por el ministro de Economía, Luis Caputo, busca reducir el gasto en subsidios energéticos en un 0,5% del PBI, abarcando tanto el gas como la electricidad. 

Según Emilio Apud, ex secretario de Energía, los aumentos tarifarios para ciertos sectores y empresas podrían lograr este objetivo, alineándose con la meta de déficit cero. 

Apud sugiere que, aunque se alcance la meta, los ajustes deberían ser graduales, especialmente para los sectores más vulnerables, y aboga por una revisión de los impuestos. 

Por otro lado, Juan José Carbajales, de la consultora Paspartú, señala que una parte significativa de la factura de gas corresponde a impuestos de diferentes niveles gubernamentales, y prevé que la reducción de subsidios y los aumentos tarifarios podrían compensar la necesidad de aumentar los impuestos, siempre y cuando el gobierno implemente medidas para atenuar estos aumentos. 

Además, advierte sobre el riesgo de morosidad si los aumentos son demasiado pronunciados.

La entrada Gas: la suba del 300% vendrá con aumento de impuestos incluido se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

El exdirector de Enarsa dijo que “nunca se vivió un tarifazo así”

En medio de los aumentos a la luz y el gas, Agustín Gerez, expresidente de Energía Argentina Sociedad Anónima (Enarsa), empresa privada que pertenece al Gobierno nacional y que se ocupa del sector petrolero y energético, afirmó que “las novedades regulatorias y tarifarias que implementó el gobierno de Milei van a deteriorar seriamente la vida de los argentinos”.

“Esto se debe en parte al incremento brutal del 1.000% del cargo fijo, que es solamente lo que pagamos por tener el servicio de gas; sin tener en cuenta el consumo propio, una factura de gas tiene un piso de $20.000”, sostuvo.

Por su parte, remarcó que una familia con un ingreso mínimo de $200.000 va a tener que destinar un 10% de su sueldo tan solo para poder tener servicio de gas y sin contar todavía el consumo. “Nunca en la historia argentina vivimos un tarifazo como el que estamos enfrentando con este gobierno, y eso se debe a que hay un arbitrariedad exclusiva de los funcionarios con respecto a los criterios para los incrementos de las tarifas”, manifestó.

Asimismo, Gerez alertó que simultáneamente a la recesión económica actual, los comercios van a tener un incremento brutal en los costos de producción porque “hay una quita total de subsidios al sector comercial y productivo, y los comercios de barrio con uso intensivo de gas para sus actividades comerciales no tendrán ningún tipo de reparo e inclusión dentro de la política tarifaria”.

“En conjunto con el ministro Sergio Massa durante su gestión, llevamos a cabo la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, que tenía como objetivo abaratar los costos del gas, implementando un proceso de sustitución por importaciones con un precio mucho más accesible”, agregó el expresidente de Enarsa.

Y añadió: “El gasoducto (GPNK) lleva menos de un año de operación y ya se repago. Además, valoriza nuestros recursos, nuestras empresas que están en Vaca Muerta y nos permite tener un gas mucho más competitivo, en termino de precios”. “La política energética no debe ser vista como una mercancía sino como un bien, un instrumento y un medio para lograr el desarrollo de nuestro país”, concluyó Gerez.

La entrada El exdirector de Enarsa dijo que “nunca se vivió un tarifazo así” se publicó primero en Energía Online.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Agustín Gerez y Darío Martínez advirtieron sobre las consecuencias de la política tarifaria del gobierno

. El ex presidente de la estatal ENARSA, Agustín Gerez, durante cuya gestión se realizó el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) Tramo 1, opinó que “las novedades regulatorias y tarifarias que implementó el gobierno de (Javier) Milei van a deteriorar seriamente la vida de los argentinos”.

“Esto se debe en parte al incremento brutal del 1.000 % del cargo fijo, que es solamente lo que pagamos por tener el servicio de gas; sin tener en cuenta el consumo propio, una factura de gas tiene un piso de $ 20.000”, señaló en declaraciones periodísticas.

Gerez remarcó que una familia con un ingreso mínimo de $ 200.000, va a tener que destinar un 10 % de su sueldo tan solo para poder tener servicio de gas, y sin contar todavía el consumo”.

En esa línea, el ex titular de Enarsa, afirmó que “Nunca en la historia argentina vivimos un tarifazo como el que estamos enfrentando con este gobierno, y eso debe a que hay un arbitrariedad exclusiva de los funcionarios con respecto a los criterios para los incrementos de las tarifas”.

Gerez alertó que, “simultáneamente a la recesión económica, los comercios van a tener un incremento brutal en los costos de producción porque hay una quita total de subsidios al sector comercial y productivo. Los comercios de barrio con uso intensivo de gas para sus actividades no tienen ningún tipo de reparo e inclusión dentro de la política tarifaria”.

El ex presidente de ENARSA enfatizó que “en conjunto con el ex ministro Sergio Massa llevamos a cabo la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, que tenía como objetivo abaratar los costos del gas, implementando un proceso de sustitución de importaciones con un precio mucho más accesible”.

Y añadió que “el gasoducto lleva menos de un año de operación y ya se repago. Además, valoriza nuestros recursos en Vaca Muerta y nos permite tener un gas mucho más competitivo, en termino de precios”.

“La política energética no debe ser vista como una mercancía sino como un bien, un instrumento y un medio para lograr el desarrollo de nuestro país”, concluyó Gerez.

DARIO MARTINEZ

Por otra parte, el ex secretario de Energía, Darío Martinez, advirtió en un comunicado que “el impacto del aumento del gas será brutal para familias, comercios y empresas”.

El ahora diputado provincial en Neuquén advirtió sobre el efecto que tendrán los aumentos de entre 300 y 600 % para las tarifas del gas anunciados por el Gobierno Nacional.

Martínez destacó que “los comercios sentirán un feroz impacto desde el inicio, ya que no tendrán acceso a ningún subsidio, mientras que las familias verán ese brutal aumento en el precio de sus facturas justo en el invierno”.

Además, señaló que “los aumentos en la Patagonia serán incluso mayores, con incrementos que pueden escalar hasta el 1.400 % para comercios e industrias, debido a la eliminación de subsidios específicos de la zona”.

El legislador enfatizó que “más allá de la complejidad del esquema tarifario, es esencial comprender que la medida anunciada cuadruplica el precio del gas para el “Servicio General”, pasando de U$S 0.72 MMBtu a U$S 4.50 el MMBtu desde los consumos de mayo, ajustándose mensualmente según el valor del dólar”. “Esto armará un esquema de precios estacionales que afectará aún más a los habitantes de nuestra región”, afirmó Martínez.

“Las familias de mayores ingresos y sin subsidio enfrentarán un tratamiento similar al “Servicio General”, mientras que las de menores ingresos verán aumentos significativos, pero mantendrán sus tarifas siempre que no superen un tope de consumo aún no especificado”, describió.

“Es imperativo que los legisladores nacionales por Neuquén defiendan a nuestra gente y rechacen este DNU, el cual habilita la eliminación de la Ley que establece la Zona Fría profundizando las desigualdades y golpeando a los sectores más vulnerables de nuestra provincia”, concluyó Martínez.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

ESUCO hizo la oferta menor para revertir las plantas compresoras del GN

Energía Argentina realizó la apertura de los sobres con las ofertas económicas en la licitación convocada para las obras de cambio de sentido (dirección del flujo de gas) de 4 plantas compresoras, que forman parte de la Reversión del Gasoducto Norte (GN).

La empresa Esuco formuló la oferta mas baja, de $ 22.750.447.347, en tanto que Contreras Hnos ofertó $ 31.731.283.945, y la tercera habilitada, Victor Contreras, presentó una oferta inicial de $ 23.921.919.356, con un descuento de 3,85 %, que redujo el precio ofertado a $ 22.977.003.541. Enarsa resolverá la adjudicación en los próximos días.

De esta manera, se avanzó en la última licitación de este proyecto que resulta fundamental para llevar el gas desde Vaca Muerta al Noroeste Argentino y reemplazar así el fluido que se importa de Bolivia, cuya producción se encuentra en declino.

El presidente de Energía Argentina, Juan Carlos Doncel Jones, y el vicepresidente, Roberto Mejía Aravena, encabezaron el acto en el que se conocieron las propuestas económicas de las tres empresas que previamente habían presentado sus antecedentes técnicos y precalificaron.

Las plantas compresoras a las que se les va a revertir el sentido del flujo del gas a transportar por el ducto están ubicadas en las localidades de Ferreyra y Deán Funes, en la provincia de Córdoba, Lavalle, en Santiago del Estero, y Lumbreras, en Salta, instaladas sobre la traza del Gasoducto Norte operado por TGN.

El proyecto complementa la construcción del Gasoducto de Integración Federal entre Tío Pujio y La Carlota, de 122 kilómetros de extensión, además de un loop -tendido paralelo- al Gasoducto Norte de 62 km, obras que ya están en ejecución.

Se trata de las obras de los tramos 2 y 3 a cargo de la UTE Techint-Sacde, y del tramo 1, adjudicado a Ia empresa BTU.

El costo del proyecto es de 710 millones de dólares. De esta cifra 540 millones son aportados por un crédito del CAF y el resto por CAMMESA.

La Reversión del Gasoducto Norte, cuya finalización ahora está prevista para finales del invierno del corriente año, permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, para la generación de energía eléctrica, el suministro de hogares e industrias y el desarrollo a escala de nuevas actividades, como la minería de litio.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Pan American Energy incorpora líderes con experiencia operativa

Pan American Energy (PAE) lanzó un programa que busca incorporar perfiles con experiencia en supervisión de equipos de trabajo, que quieran reconvertir su perfil técnico, y sumarse a la industria energética, sector clave para el desarrollo de Argentina.

Bajo el lema “Reinventá tu perfil”, la iniciativa está orientada a la formación de Company Man / Company Woman, rol clave en las operaciones de campo, a través de un plan intensivo de aprendizaje técnico y experiencia en yacimiento, de la mano de referentes de la industria. La convocatoria estará abierta hasta el viernes 19 de abril a través de esta página.

Los desafíos que ofrece la posición son diversos: ejecución de los planes de trabajo, velando por el cumpliendo de las normas de Seguridad, Calidad y Medio Ambiente; supervisión de contratistas; comunicación constante con las distintas áreas de la operación y realización de informes diarios sobre la actividad en el campo en sistemas informáticos específicos.

El programa

Para participar del programa es necesario contar con estudios de tecnicatura o universitarios completos, experiencia en la conducción de equipos de trabajo operativos, disponibilidad para realizar diagramas de trabajo rotacional y, fundamentalmente, ganas de aprender nuevos conocimientos y formas de trabajo. 

“Es la primera edición de este programa que fue diseñado junto con el equipo de operaciones. Estamos muy entusiasmados en incorporar personas que quieran reconvertir su perfil para sumarse a nuestra industria, que es motor de desarrollo, bajo el lema de que ‘Nunca es Tarde’. En esta etapa inicial, los postulantes seleccionados tendrán la oportunidad de trabajar en nuestras operaciones del Golfo San Jorge”, sostuvo Victoria Traverso, Gerente Corporativo de Atracción, Aprendizaje y Desarrollo de Talento de Pan American Energy.

“Reinventá tu perfil” se suma a las distintas iniciativas que PAE tiene en marcha hace varios años en el país con el objetivo de incorporar talento a la industria, a través de diversos programas que buscan fomentar la pluralidad en la compañía: prácticas profesionales, pasantías nacionales e internacionales, jóvenes profesionales, y este nuevo programa que busca personas con experiencia liderando equipos operativos.

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Tenaris sumó un nuevo set y ya son 10 los equipos de completación en Vaca Muerta

El mes de marzo volvió a arrojar cifras positivas para la actividad de Vaca Muerta. Al crecimiento verificado en las etapas de fractura, que llegaron a su mejor registro histórico, se le sumó la incorporación de un nuevo set de perforación. Gracias a este equipo, el décimo en la formación no convencional, durante abril podrían superarse las 2.000 fracturas.

Los números se desprenden del informe que presenta mes a mes Luciano Fucello, country manager de la empresa NCS Multistage. El experto destacó que Tenaris, brazo petrolero del Grupo Techint, puso en marcha su segundo set de perforación en Vaca Muerta.

“Tenaris subió un set más que ya está ubicado en Fortín de Piedra. Antes Vista había sumado otro de Calfrac a sus operaciones e YPF había incorporado uno de Weatherford para completar sus pozos”, indicó Fucello, quien detalló que en total ya son 10 los equipos en funcionamiento.

Desde el sector se estima que la inclusión del nuevo set de Tenaris permitirá aumentar considerablemente el nivel de producción en la Cuenca Neuquina. “Se está llegando al límite técnico, dado que con el equipo actual el máximo sería de 2.000 etapas, promediando eficiencias”, aclaró el referente de NCS Multistage.

Lo que en verdad faltan, acotó Fucello, son equipos de perforación. “No obstante, en el segundo semestre del año se podrían sumar otros cinco a la actividad”, aseguró.

Producción en alza

A lo largo de marzo, las operadoras superaron los registros de febrero e incrementaron la producción en Vaca Muerta en más de un 21%, con 1.643 etapas de fractura, cifra récord en la actividad.

Un mes antes, Vaca Muerta había presentado un nivel sostenido al alcanzar las 1.348 etapas de fractura, apenas por debajo de las 1.351 de enero. Vale resaltar que el valor de marzo batió la marca máxima de 1.389 etapas, alcanzada en septiembre de 2023.

En la comparación entre operadoras, YPF se posicionó en primer lugar, con un total de 662 fracturas. El podio también lo ocuparon Vista y Shell, con 323 y 153 punciones, respectivamente.

El resto del listado lo completan Pampa Energía, con 133 etapas; Tecpetrol, con 130; Pluspetrol, con 117; Total, con 59; Chevron, con 34; y Pan American Energy (PAE), con 32.

Halliburton, por su parte, fue la compañía de servicios con más etapas registradas (729), seguida por SLB (430), Calfrac (166), Tenaris (189) y Weatherford (129).

, Mauricio Luna

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Sendero Resources informó que halló recursos de oro en el proyecto Peñas Negras

La compañía canadiense Sendero Resources Corp. anunció los resultados que obtuvo en su programa inaugural de perforación en el proyecto de cobre y oro Peñas Negras, en el Cinturón de Vicuñas en La Rioja. La firma interceptó 256 m de 0,53 g/t de oro equivalente en el pozo PNDH003 (La Ollita).

Según informaron desde la empresa, la perforación en curso en La Ollita -que contempla los pozos PNDH004-PNDH006- está confirmando la presencia de un gran litocap epitermal argílico avanzado mineralizado telescopado -zonas de alteración ácida que comprenden distintos minerales- en un sistema de pórfido de oro y cobre. La compañía cree que el litocap podría ser mucho más extenso y que la exploración de extensiones será un foco para futuras perforaciones.

Resultados

El presidente ejecutivo de Sendero, Michael Wood, expresó: “Estamos encantados con los resultados iniciales de La Ollita, que confirman nuestra tesis de que se trata de un sistema telescópico epitermal/pórfido de alta sulfuración, al igual que otros depósitos importantes en el distrito de Vicuña, como Filo del Sol, y con calidad comparable a la calidad del recurso en Josemaría”.

A su vez, el ejecutivo advirtió que “estos sistemas telescópicos crean sistemas minerales grandes y diversos y La Ollita será el único foco para el resto del programa de perforación actual mientras buscamos obtener una mejor comprensión de la geometría del depósito, la distribución de leyes y la mineralogía”.

, Loana Tejero

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Gran convocatoria en el inicio del proceso de Licitación de 500 MW renovables en Panamá 

Panamá celebró hoy, 4 de abril, la primera Reunión Aclaratoria de la Licitación Pública Internacional (LPI) Nº ETESA 01-24 para la contratación de largo plazo de potencia y energía exclusivamente a centrales de generación renovable.

Más de 200 actores del mercado eléctrico panameño asistieron a esta cita. Entre ellos, no sólo se encontraban autoridades de gobierno y representantes de las empresas distribuidoras y de transmisión, sino también generadores que estarían alistándose para ofertar.

Según anticipó ETESA a Energía Estratégica, 66 empresas ya adquirieron el pliego de cargos para participar en el primer trimestre del año y nuevos interesados podrán solicitarlo a la dirección de correo electrónico: comprasenergia2@etesa.com.pa

El interés asciende para generadores renovables con proyectos nuevos o existentes ya que se persigue adjudicar 500 MW exclusivamente hidroeléctricos, solares y eólicos con baterías en periodos de 10 a 20 años.

Al respecto, vale la aclaración que para el renglón de solo energía, las centrales existentes podrán hacerse de hasta un 40% del requerimiento; mientras que, para potencia firme y potencia firme con energía asociada, las centrales existentes podrán ser adjudicadas para un 65% del requerimiento, siendo necesario que eólicas y solares respalden su potencia firme con almacenamiento en baterías, y las hidroeléctricas pueda optar por hacer la oferta con su propia potencia firme o sumar baterías si así lo consideran.

En el marco de la reunión aclaratoria, el Ing. Abdiel Macías, analista de Mercado Eléctrico de ETESA, se refirió a estas generalidades de los pliegos de cargos y datos de licitación, así como a los requerimientos y porcentajes de participación.

“Para la preparación de las ofertas es importante destacar la validez de la oferta que tiene que tener por 90 días calendario una vez que presente la oferta. Así mismo, la fianza de propuesta es importante y debe cumplir el monto ofertado máximo de toda su potencia firme o potencia equivalente; el máximo por B/25.000.00 es para la fianza de propuesta, tener eso bien claro porque, si no es igual cuando traiga su oferta, será motivo de rechazo inmediato en la oferta”, advirtió Macías.

¿Cuándo será el COD para cada tecnología? Según se adelantó en la reunión aclaratoria, las centrales renovables existentes y solares nuevas deberán contemplar su inicio el 1 de septiembre de 2026, mientras que las centrales renovables nuevas hidroeléctrica y eólicas podrán hacerlo entre el 1 de septiembre del 2026 hasta el 1 de enero del 2029.

La duración del contrato al que podrán acceder los adjudicados resulta atractiva tras años sin licitaciones a largo plazo. En esta ocasión, se indica que la fecha máxima de vigencia será el 31 de agosto del 2046, con la salvedad de que las centrales renovables existentes solo tendrán un máximo de 10 años de contrato desde la fecha de inicio y las centrales nuevas podrán extenderse hasta los 20 años de contrato.

¿Cuáles son los requisitos básicos para participar?  Además de cumplir con la condición de inicio de operación comercial de sus proyectos, los proponentes deberán contar con certificaciones expedidas por la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP), tales como la Certificación de Autogeneración, Licencia definitiva o Concesión para la generación de energía eléctrica; Licencia provisional o derecho de concesión; Certificación de la ASEP que evidencia que se ha iniciado el trámite para ampliación de la capacidad.

Lo que sigue 

De acuerdo al calendario de actividades, el 10 de mayo sería la culminación del periodo de consultas y el 28 de mayo se efectuará la publicación de pronósticos de indicadores de referencia de esta licitación.

Será un trimestre muy dinámico, ya que el próximo compromiso ya involucra la recepción de ofertas el 27 de junio.

Posteriormente, en el mes de julio se plantea alcanzar definiciones. El envío de resultados preliminares de evaluación está agendado para el 4 de julio y una reunión para comunicar los resultados preliminares de evaluación se prevé para el 9 de julio, previa a un envío de informes de evaluación el 15 de julio y la publicación de la resolución de adjudicación el 31 de julio de 2024.

En tanto que, la firma de contratos se estipula para el 23 de septiembre. Al respecto, es preciso recordar que quienes resulten adjudicados brindarán suministro de potencia firme y/o energía a las empresas de distribución eléctrica compradoras Metro-Oeste, S.A. (EDEMET), Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. (EDECHI) y Elektra Noreste, S.A. (ENSA), siendo la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) la gestora del proceso de licitación.

La entrada Gran convocatoria en el inicio del proceso de Licitación de 500 MW renovables en Panamá  se publicó primero en Energía Estratégica.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Exportación de GNL, una oportunidad para Argentina

El año 2024 recibió a la Argentina no solo con importantes cambios a nivel país, sino que además con el anuncio del presidente Biden de los Estados Unidos suspendiendo la aprobación de nuevas autorizaciones de exportación de gas natural licuado (GNL), incluyendo importantes proyectos que estaban destinados al abastecimiento de Europa y Asia.  La suspensión se fundamenta en cuestiones ambientales principalmente asociadas a las políticas de ese país en materia de cambio climático.

Ahora bien, ¿cómo se relaciona esta noticia con la Argentina? ¿Tiene Argentina los recursos y la capacidad para reemplazar los proyectos suspendidos? ¿Qué faltaría para que la Argentina alcance este objetivo?

Se proyecta que al 2050, un 75% de la demanda de GNL provendría de países asiáticos alcanzando un volumen de unas 500 millones de toneladas anuales.  Además, la guerra en Ucrania y ahora el conflicto en Gaza acentúan la tendencia en el mundo hacia la contractualización en el largo plazo del suministro de GNL.  La posibilidad de contractualización en el largo plazo es de primaria importancia para la viabilidad de los proyectos argentinos, ya que el respaldo de estos contratos con Offtakers (compradores) extranjeros es vital para el financiamiento de la infraestructura que debe construirse para viabilizar los proyectos locales.

A partir del descubrimiento del yacimiento no convencional Vaca Muerta y la factibilidad técnico-comercial de su explotación, sabemos que existen recursos suficientes para abastecer las necesidades de gas natural de los argentinos por varias generaciones.  Además, las empresas operando en la Argentina ya han demostrado en más de una década de actividad no convencional que cuentan con la capacidad técnica y operativa para eficientemente desarrollar y operar diligentemente estos recursos en gran escala.

Pablo Rueda

GNL argentino

Así, el GNL argentino cuenta hoy con demanda global, recursos excedentes, y también una razonable política de estado que hizo que desde el 2014, cualquiera sea el gobierno de turno y a pesar de severas crisis macroeconómicas, el sector continúe creciendo casi en solitario del resto del país.

Existiendo una ventana de entrada en el mercado global de GNL, y contando con los recursos y una decisión política de avanzar con estos proyectos apoyada por gobierno y oposición, ¿Cuáles son los pendientes para que estos proyectos superen la decisión final de inversión y comiencen a construirse?

Identificamos tres pendientes principales. Falta un marco legal especial para regir durante muchos gobiernos futuros. El marco jurídico aplicable a los proyectos de exportación de GNL necesita quedar blindado con garantías de estabilidad cambiaria, impositiva y regulatoria que viabilicen su financiamiento externo y sobrevivan a lo largo de los distintos gobiernos que se sucedan en la Argentina, sean de la orientación que sean. 

Falta un estudio a nivel nacional del que resulte la suficiencia de recursos y el interés nacional que justifique el otorgamiento de autorizaciones firmes de largo plazo de exportación de GNL. Sin esa certeza y estabilidad en el largo plazo de las autorizaciones de exportación, no existirán instituciones dispuestas a financiar los proyectos ni compradores offtakers dispuestos a comprometerse en firme a la compra del GNL argentino en el largo plazo.   Ejemplo de estos estudios se encuentran en las autorizaciones emitidas por los Estados Unidos y Canadá para la exportación de gas natural.

Finalmente falta posicionar a los proyectos de exportación de GNL argentino dentro el proceso global de transición energética hacia las energías renovables. Las políticas internacionales de mitigación del cambio climático cada vez hacen más difíciles el desarrollo de proyectos de exportación de GNL, no solo por las autorizaciones a nivel del país exportador, como es el caso de los Estados Unidos, sino también por las políticas de los países importadores de energía.  Por eso  la Argentina debe trabajar desde el sector público y el sector privado en  el desarrollo de proyectos de captura de carbono asociados a los proyectos de exportación de GNL, colocando estos proyectos en la agenda de mitigación del cambio climático fomentando el uso del gas natural en los mercados globales como una etapa necesaria en la transición energética del carbón hacia las energías renovables, y así convertir al gas natural en una herramienta para el logro de los objetivos del Acuerdo de París, y no como un obstáculo para alcanzarlos.

Resueltos estos pendientes, la Argentina estará en condiciones de acceder al mercado global de GNL.

*Socio de MHR Abogados.

, Pablo Rueda

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

El crecimiento del Oil & Gas respecto al resto de la economía se profundizará el próximo semestre (como mínimo)

Creció 21% en los últimos dos años, y según Pablo Besmedrisnik, su nivel de actividad seguirá en expansión al menos durante el próximo semestre, respecto del resto de la economía. Hasta 2010 y por aproximadamente 12 años, la energía fue una generadora neta de divisas por más de U$S 49.000 millones. Como contrapartida, durante los 13 años siguientes pasó a ser parte del problema: acusó un déficit comercial por casi U$S 36.000 millones. Hoy, en un contexto totalmente distinto, Pablo Besmedrisnik, economista y director de VDC Consultora, explicó que mientras que la Argentina terminó 2023 en el mismo nivel de […]

The post El crecimiento del Oil & Gas respecto al resto de la economía se profundizará el próximo semestre (como mínimo) first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Horacio Marín: «Trabajo para cumplir el sueño de que la Argentina exporte U$S 30 mil millones en 2031»

El presidente de YPF explicó el plan para «cuadruplicar» la empresa en cuatro años. Remarcó que es «impresionante» trabajar en la compañía estatal. El presidente de YPF, Horacio Marín, aseguró que trabaja “para cumplir el sueño de que la Argentina exporte U$S 30 mil millones” y detalló que presentó el plan «4×4» para «cuadruplicar la compañía en cuatro años». «Vamos a superar todos los obstáculos», prometió el funcionario. Marín explicó este miércoles en radio Mitre que el plan consta de «cuatro pilares»: el desarrollo de Vaca Muerta, el gas natural licuado (GNL), la industrialización de las operaciones de YPF para […]

The post Horacio Marín: «Trabajo para cumplir el sueño de que la Argentina exporte U$S 30 mil millones en 2031» first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Las acciones de energía aumentaron hasta 12% tras el incremento del gas que inició el Gobierno

El mercado argentino regresó a los inversores tras la autorización de los nuevos cuadros tarifarios en el Boletín Oficial. Expectativas de mejores resultados para los negocios y una señal de consolidación en el frente financiero. Los aumentos en la tarifa de gas domiciliario para la zona metropolitana publicados hoy en el Boletín Oficial por el Gobierno, provocaron fuertes subas fuentes a las acciones de gas. La decisión también tuvo un efecto positivo para otros periódicos locales, en particular los del sector financiero. Transportadora de Gas del Sur (TGS), una compañía que gana directamente de la suba de tarifas, sube 11,75% […]

The post Las acciones de energía aumentaron hasta 12% tras el incremento del gas que inició el Gobierno first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

San Juan impulsa la agilización de trámites para el desarrollo minero responsable

Forma parte de las acciones que se llevan adelante por Minería y que fueron resaltadas por el Gobernador en su discurso de apertura de sesiones. Orrego también destacó la inserción internacional de San Juan como plaza de interés en cuanto a minerales críticos. La Cámara de Diputados de San Juan dio inicio al período ordinario de sesiones 2024 con la ceremonia oficial, en la que el titular del Poder Ejecutivo, Marcelo Orrego, dirigió su mensaje anual al pueblo sanjuanino. En el ámbito de la Minería, Orrego resaltó las medidas significativas impulsadas por el Ministerio para mejorar la eficiencia y la […]

The post San Juan impulsa la agilización de trámites para el desarrollo minero responsable first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Córdoba, pionera y líder en generar energías renovables, busca participar en el mercado de créditos de carbono de California

Se trata del mercado subnacional considerado como uno de los más importantes del mundo en materia ambiental. Como antecedente, la provincia realizó dos subastas de carbono en 2022 y 2023, y planea una tercera para fin de año. El liderazgo se mantiene debido al compromiso del Gobierno provincial de contribuir a la lucha contra el cambio climático mediante la disminución de emisiones de gases de efecto invernadero. La Provincia se consolida como pionera y líder, a nivel nacional, en proyectos de generación de energías renovables en el ámbito de la distribución. Este liderazgo se atribuye a una sólida legislación provincial […]

The post Córdoba, pionera y líder en generar energías renovables, busca participar en el mercado de créditos de carbono de California first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

“En algunos meses”: Los adelantos de De Ridder sobre las metas de emisiones por sector

El subsecretario de Hidrocarburos de la Nación reconoció la importancia de la transición energética hacia otros combustibles con menos emisiones, pero planteó que la electrificación está limitada por la transmisión y la magnitud de sus inversiones. El sector energético de Argentina está a la espera de la implementación del mercado de derechos de emisiones de gases de efecto invernadero, el cual el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, ya anticipó que será una de las principales herramientas para avanzar en la transición energética y el cumplimiento de las metas ambientales asumidas por el país. El mecanismo pensado […]

The post “En algunos meses”: Los adelantos de De Ridder sobre las metas de emisiones por sector first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Una técnica de nanotecnología facilitará la explotación de yacimientos de hidrocarburos

Se trata de la nanoindentación, que se desarrolla en los laboratorios de la Gerencia Química de la Comisión Nacional de Energía Atómica y el Instituto de Nanociencia y Tecnología. Ahora se trabaja en su aplicación para estudiar pequeños fragmentos de roca de pozos petroleros para conocer y evaluar sus propiedades mecánicas. 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 […]

The post Una técnica de nanotecnología facilitará la explotación de yacimientos de hidrocarburos first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Shell busca licencia de EEUU por más tiempo antes de decidir sobre proyecto de gas en Venezuela

La petrolera Shell está buscando una licencia a largo plazo de Estados Unidos antes de tomar una decisión final de inversión sobre el proyecto de gas natural Dragon en Venezuela, dijeron cuatro personas familiarizadas con el asunto. El campo Dragón, de 4,2 billones de pies cúbicos de gas, se encuentra en aguas venezolanas cerca de la frontera marítima con Trinidad y Tobago. Trinidad necesita el combustible para abastecer sus industrias petroquímicas y de gas natural licuado, y Venezuela quiere abrir una nueva fuente de ingresos de exportaciones. Washington otorgó en enero de 2023 a Trinidad una licencia de dos años […]

The post Shell busca licencia de EEUU por más tiempo antes de decidir sobre proyecto de gas en Venezuela first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Bolivia rechaza alquilar gasoducto porque busca revender gas argentino a Brasil

El Gobierno y la empresa estatal YPFB rechazaron recientemente una propuesta inicial de Argentina y Brasil de pagar un peaje por el paso del gas argentino, a través de territorio boliviano y propone importar y revender el energético, situación que también no fue aceptada por las naciones vecinas, de acuerdo a la página web ambito.com. “La nación andina ha propuesto importar gas argentino y revenderlo a empresas de Brasil, agregaron. Este plan fue rechazado por las contrapartes porque implicaría costos de importación significativamente mayores para Brasil, de acuerdo a versión de ejecutivos de empresas involucradas”, según el medio digital. Como […]

The post Bolivia rechaza alquilar gasoducto porque busca revender gas argentino a Brasil first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Los ingresos rusos antes de impuestos procedentes del gas y el petróleo cayeron un 40% en marzo en comparación con febrero

Según mostraron los datos del Ministerio de Finanzas el miércoles, los ingresos provenientes de un impuesto basado en los beneficios aumentaron casi un 40% en marzo con respecto a febrero, para 1,31 billones de dólares (14.200 millones de dólares) para el presupuesto federal ruso. En comparación con los 400 millones de transacciones que se devolvieron a las empresas en febrero, según el ministerio, los ingresos provenientes de este impuesto aumentaron a casi 588.000 millones de transacciones el mes pasado. Lo ingresado por gas y petróleo, que aproximadamente constituyen un tercio del ingreso presupuestario total, experimentaron un incremento del 90% en […]

The post Los ingresos rusos antes de impuestos procedentes del gas y el petróleo cayeron un 40% en marzo en comparación con febrero first appeared on Runrún energético.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Es oficial: Honduras inicia el proceso de su licitación de 1500 MW

Honduras anunció la apertura del proceso de licitación publica internacional para la compra de 1500 MW que cubrirán los requerimientos de energía eléctrica y capacidad firme de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

Según comunicó la ENEE, se llevará a cabo una presentación preliminar para indicar la metodología de evaluación del proceso. Por tal motivo, convocó a empresas generadoras de energía interesadas en participar a una reunión este viernes 5 de abril a las 1pm en el primer nivel de la Secretaria de Energía (SEN).

Como anticipo, Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE, declaró que el mecanismo de adjudicación será por rondas sucesivas, siguiendo el modelo de la última licitación del vecino mercado guatemalteco para asegurar precios competitivos a largo plazo.

“Se va utilizar un mecanismo para la evaluación económica que tuvo mucho éxito en Guatemala que es el de rondas sucesivas y que utiliza un algoritmo de minimización para ir escogiendo los precios más baratos. Entonces, esa sería la metodología. Este tipo de licitaciones con estos mecanismos de subastas sucesivas y con este algoritmo permiten que pueda hacerse una auditoría forense bastante transparente del proceso”, indicó Tejada durante un X Space de la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER).

Al respecto, es preciso señalar que, mediante la aplicación de esta metodología, se alcanzaron récords históricos no solo de participantes sino también de precios ofertados en la Licitación PEG 4 de Guatemala. Recordando que esta tenía como objetivo contratar 235MW es de destacar que recibió ofertas por 1142MW; así mismo, la subasta inició con un precio inicial de 165 USD/MWh y, tras 37 rondas, se llegó a un precio final de 89 USD/MWh (ver más).

Las expectativas ascienden en Honduras ya que se parte de una convocatoria de 1500 MW que promete adjudicaciones de largo plazo, algo necesario y deseado tanto por el operador como los generadores.

En específico, de acuerdo a información a la que pudo acceder Energía Estratégica, se prevé que las plantas que se adjudiquen inicien operaciones de manera continuada y sostenida a partir del 2027 y hasta el final de la década, de manera de poder cubrir no sólo el déficit de generación actual sino la demanda creciente en el país al 2030.

Todos los interesados en acceder a más información sobre este proceso, antes y después de la reunión aclaratoria del día viernes, pueden dirigir sus comentarios a la dirección e-mail licitaciones@enee.hn

La entrada Es oficial: Honduras inicia el proceso de su licitación de 1500 MW se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

CNE inicia Procedimiento Normativo de modificación de la Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD en instalaciones de Media Tensión

La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°130, en que se da inicio al procedimiento de modificación de la Norma Técnica de Conexión y Operación de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) en Instalaciones de Media Tensión, por lo que formuló un llamado público, en el Diario Oficial, para manifestar interés en participar en el Comité Consultivo Especial sobre esta materia, cuyo plazo vence el próximo 26 de abril.

Los interesados en participar en esta instancia podrán manifestar su interés a través de la plataforma digital del trámite, denominado “Manifestación de Interés para Comités Consultivos Especiales”, en sitio web de la CNE o en sitio web gubernamental cerofilas.

La modificación tiene por objeto incorporar disposiciones relativas a la operación, monitoreo y control de los PMGD, lo anterior, en virtud de que la operación de los PMGD resguarde la calidad y seguridad del servicio en el sistema eléctrico. De mismo modo, adecuar criterios y condiciones para el tratamiento de las congestiones en el Sistema de Transmisión Zonal producto de las inyecciones de este tipo de proyectos de generación.

Cabe señalar que las materias que se abordarán en el proceso normativo incluyen aquellos aspectos que, a raíz de procedimiento normativo anterior, requieren una mayor profundidad y discusión con los distintos actores involucrados del sistema eléctrico.

Modificaciones recientes

Los principales cambios que ya entraron en vigencia desde la publicación de la última modificación para esta Norma Técnica en febrero pasado se dieron a conocer en el webinar que realizó 27 de marzo el Subdepartamento de Normativa de la CNE, entre los cuales se encuentran:

Exigencias para la publicación de la Información Pública de las Redes de Distribución, con la finalidad de disponer la información necesaria para el desarrollo de proyectos.
Se introdujo un capítulo particular a efectos de establecer un procedimiento normado para la formulación de controversias. Actualmente, se suscitan una serie de reclamos ante la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, pues -sin embargo- en ellos no se observa una estandarización en la presentación de la cuestión reclamada.
Se incorporan los plazos máximos que tienen que cumplir las Empresas Distribuidoras para ejecutar las Obras Adicionales, Adecuaciones y Ajustes.
Se ajusta el Procedimiento de Conexión en cuanto a etapas y antecedentes, además de  incorporar el Proceso de Conexión Expeditivo y ajustar consideraciones y exigencias de los Estudios de Conexión, entre otras materias.

La entrada CNE inicia Procedimiento Normativo de modificación de la Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD en instalaciones de Media Tensión se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

ETED anticipa próximos pasos para crecimiento del sector energético en República Dominicana

La Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), compañía descentralizada propiedad del Estado dominicano que está encargada del servicio de transporte de energí­a eléctrica en alta tensión, avanza en su compromiso de construir, operar y mantener las redes y subestaciones del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).

De acuerdo con Martín Robles, administrador general de la ETED, se están dando pasos firmes en el fortalecimiento de la infraestructura de transmisión para acompañar el despliegue de nuevos proyectos de generación.

“Como ha habido una entrada tan fuerte de renovables, tuvimos que revisar el plan de expansión y adelantar líneas de transmisión que estaban pautadas para construirse en el 2026 (…) Ahora mismo, se está haciendo una inversión de 26 mil millones de pesos. Tenemos en construcción 32 proyectos de transmisión y subestaciones”, precisó durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit (FES) llevado a cabo el mes pasado en Santo Domingo.

Ante un auditorio de más de 500 profesionales del ámbito energético, el administrador de la ETED agregó que estas inversiones “fuertes” que están movilizando son para garantizar el abastecimiento de calidad en todos los puntos del país y permitir una matriz cada vez más diversificada en el sector eléctrico, pero con la salvedad de procurar una incorporación “gradual” de renovables.

«En el sistema eléctrico dominicano, la penetración de las renovables debe ser gradual por un asunto evidentemente operativo y de capacidad -no simplemente de las líneas de transmisión, sino del propio sistema para absorber esa energía que no está disponible en determinado momento- y eso conlleva a hacer inversiones en el sistema de transmisión”, sostuvo.

Realizando esa consideración, Martín Robles, administrador general de la ETED, confió que, al ritmo de incorporación de nuevos proyectos que están presenciando en la actualidad, el país podrá lograr las metas de penetración renovable de manera sostenible al final de la década.

“Al 2030, tenemos que tener el 30% de la energía renovable. Y por cómo nosotros vamos, evidentemente vamos a superar esa meta”, aseguró.

Ahora bien, además de generación y transmisión, otro de los puntos que trajo a colación Martín Robles para reforzar para el fortalecimiento del sistema fueron los proyectos de almacenamiento energético en baterías, para que no sólo acompañen la incorporación de proyectos solares de envergadura sino también que contribuyan con servicios complementarios.

“La Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), que también es operadora del sistema eléctrico, está viviendo un momento algo difícil en términos operativos del sistema eléctrico por el asunto de las renovables. Tanto el Organismo Coordinador (OC), que es quien programa la generación día a día, como nosotros que operamos tenemos serias dificultades con los baches o los vaivenes del tiempo en tecnología solar por ejemplo. El sistema lo sufre porque hay una desconexión inmediata de carga”, planteó.

Y de allí, consideró: “para poder mantener la estabilidad del sistema eléctrico nacional, esto necesariamente obliga a que las próximas instalaciones de proyectos renovables deban ser con batería o implica también que el gobierno tendría que instalar almacenamiento no simplemente desde el punto de acumulación sino del punto de vista de batería para regular y suplir en el momento que desaparezca una carga importante una generación”.

La entrada ETED anticipa próximos pasos para crecimiento del sector energético en República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

La apuesta de JA Solar en Argentina y su estrategia al largo plazo

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 el crecimiento de las energías renovables en el país.

Uno de ellos fue Víctor Sobarzo, director de Desarrollo de Negocio en JA Solar,  quien reveló los planes ambiciosos de la compañía en el mercado argentino y su compromiso a largo plazo con la innovación tecnológica y el soporte al cliente, en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, llevada adelante durante la feria.

“Desde el año pasado, JA Solar ha observado un notable aumento en el interés y la actividad del mercado argentino en el sector de la energía solar. Percibimos este movimiento como un indicador de un crecimiento acelerado y una mayor demanda en la región”, destacó.

Y agregó:“Estamos apostando a la innovación tecnológica con una perspectiva a largo plazo en Argentina. Buscamos ser fabricantes que se queden en el país brindando soporte a nuestros clientes. Queremos tener mayor participación a largo plazo”.

Según el ejecutivo, la empresa china, con dos unidades de negocio destacadas: Topcon y Perc, está apostando fuertemente por los paneles N Type. Han realizado cambios significativos en sus líneas de producción para adaptarse a las demandas del mercado y establecer nuevos estándares de calidad y eficiencia.

En particular, uno de los principales lanzamientos de JA Solar en Argentina son sus paneles N type de 72 celdas y de 66 celdas, los cuales son bifaciales que ofrecen una mayor eficiencia y rendimiento. La compañía está comprometida con la innovación continua, buscando soluciones cada vez más integrales que faciliten el transporte y la instalación para sus clientes.

“JA Solar mantiene un estándar de calidad excepcional y busca asegurar la compatibilidad de sus paneles con los fabricantes de trackers, garantizando así un desempeño óptimo y una mayor confiabilidad en sus productos”, enfatizó.

También, aclaró que la presencia local de JA Solar desempeña un papel fundamental para comprender las necesidades específicas del país y contribuir al desarrollo sostenible de la industria solar en Argentina. Para aquellos interesados tomar contacto con JA Solar en Argentina comunicarse con Marcos Donzino, representante de la compañía en el país.

Además de Argentina, Sobarzo aseguró que JA Solar tiene una presencia sólida en otros mercados latinoamericanos como Chile, Brasil, Colombia, Centroamérica y el Caribe. La compañía está aumentando su equipo en todas las áreas para fortalecer su posición y consolidar su liderazgo en la región.

 

La entrada La apuesta de JA Solar en Argentina y su estrategia al largo plazo se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Especialistas están a favor de las medidas transitorias sobre las exportaciones de electricidad en Colombia

Días atrás, el Ministerio de Energía y Minas (MME) publicó un proyecto de resolución “por la cual adoptan medidas transitorias sobre las exportaciones de electricidad debido a las condiciones energéticas del verano 2023-2024 durante el Fenómeno de El Niño del mismo período, y se dictan otras disposiciones”.

A través de la Resolución 40619 de 2023, se dispuso que las exportaciones de energía eléctrica se realizarían únicamente haciendo uso de generación de plantas térmicas que operaran con combustibles líquidos, y cuya generación no se requiriera en el despacho económico, para cubrir demanda total doméstica o nacional.

“El Ministerio de Minas y Energía, MME, conforme al seguimiento y análisis de las variables energéticas y eléctricas desarrollado por el Centro Nacional de Despacho, CND, determinará e informará mediante Circular, cuál de las dos alternativas de generación térmica se usará para las exportaciones de energía eléctrica, buscando en todo caso, garantizar la confiabilidad y seguridad del Sistema Interconectado Nacional”, explica el documento.

2024-03-27_Resolucion_Exportaciones

 

En este marco, la iniciativa fue bien recibida por expertos del sector energético teniendo en cuenta el momento de urgencia de oferta de energía eléctrica que afronta Colombia.

En efecto, Hemberth Suárez Lozano, Abogado y Socio fundador de OGE ENERGY,  brinda a Energía Estratégica su visión al respecto: “Las medidas transitorias de la CREG para afrontar El Niño, están cargadas de buenas intenciones”.

Y agrega: “Aunque el anuncio de reducir los valores en los componentes de pérdidas y el componente de Administración Operación y Mantenimiento, AOM, puede afectar principios que la ley y la constitución le reconocen a las empresas prestadoras de servicios públicos, rescato lo positivo y es que las circunstancias de Colombia por el Fenómeno de El Niño evidencian que la solución está en el negocio de los Recursos Energéticos Distribuidos”.

De esta forma, según el experto, la Generación Distribuida, la Autogeneración y los Productores Marginales son instrumentos de producción de energía In Situ que alivian que la energía provenga exclusivamente de los generadores que hoy afrontan retos en oferta de gas o por reducción de los niveles de sus embalses.

No obstante, para Suárez Lozano, esto no es suficiente y sugiere al Gobierno otras medidas por parte de distintos organismos estatales que servirían para hacer frente a la creciente demanda de energía.

Una por una, las medidas:

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), debe establecer regulaciones claras respecto a las normativas de conexión, así como los conceptos de Autogeneración Colectiva y Generación Distribuida Colectiva.
Designar expertos calificados en la CREG para asegurar una toma de decisiones informada y eficaz en el sector energético.
La adopción de un papel más activo por parte de la Agencia Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) en la emisión de ciertas licencias ambientales, en busca de agilizar los procesos para proyectos energéticos.
La asignación de nuevas capacidades de conexión por parte de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) para proyectos de generación durante el mes de julio, con el objetivo de facilitar el desarrollo y la implementación de nuevas infraestructuras energéticas. Además, que la UPME agilice la emisión positiva de certificados que otorgan acceso a incentivos tributarios, promoviendo así la inversión en proyectos energéticos sostenibles.
La aprobación de la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales (DIAN) de las devoluciones del Impuesto al Valor Agregado (IVA) para aquellos proyectos que cuenten con certificados de la UPME. De acuerdo al experto, es fundamental que, incluso si los certificados no están vigentes, no se niegue la devolución del IVA, ya que la exclusión del mismo y la solicitud de devolución son procesos distintos, especialmente para proyectos de energía renovable y eficiencia energética.

Si no se llevan adelante estas iniciativas, Suárez Lozano, no cree posible alcanzar la meta del gobierno de las 6 GW este año.

“Ese reto se lograría si se concretan los lineamientos que dio el Ministerio como son ajustes en las reglas para la modificación de la Fecha de Puesta en Operación, integración de garantías financieras para los proyectos junto con la centralización en la ANLA para otorgar licencias ambientales a proyectos de generación de energía con capacidad instalada igual o superior a 50 MW”, concluye.

La entrada Especialistas están a favor de las medidas transitorias sobre las exportaciones de electricidad en Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Evento de BayWa r.e. Colombia en Barranquilla reúne a líderes y expertos de la industria solar

Barranquilla,  BayWa r.e. Distribución Solar Colombia, en colaboración con organizaciones gubernamentales, académicas, fabricantes y distribuidores de la industria solar, se complace en anunciar un evento innovador destinado a promover el desarrollo y la expansión de la energía solar en Colombia.

El evento que se llevará a cabo en la Universidad Libre Sede Central de Barranquilla, será una oportunidad única para reunir a una variedad de actores clave del sector solar. Contará con un panel de discusión compuesto por líderes y expertos de la industria, así como un foro abierto al público para fomentar el intercambio de ideas y perspectivas.

Además de las sesiones de discusión, el evento ofrecerá capacitaciones técnicas para profesionales del sector, proporcionando oportunidades de aprendizaje y desarrollo de habilidades en áreas clave de la energía solar y un espacio de networking para que los asistentes tengan la oportunidad de interactuar con los invitados especiales y técnicos expertos.

Además, BayWa r.e. Colombia participará en la Encuentro y Feria Renovables de LATAM del 17 al 19 de Abril en Puerta de Oro, Centro de Eventos del Caribe Barranquilla, donde los asistentes tendrán la oportunidad de interactuar con fabricantes y distribuidores de productos solares, explorar las últimas innovaciones tecnológicas en las diferentes charlas técnicas que brindarán las marcas JA Solar, K2 systems y SOLIS dentro de su stand ST-85 acompañados de un happy hour patrocinadas por las marcas ponentes.

«Estamos emocionados de organizar este evento que reúne a diversos actores de la industria solar en un solo lugar», dijo Carlos Parra, Director General de BayWa r.e. Colombia «Esperamos que este evento sirva como plataforma para promover el crecimiento y la adopción de la energía solar en Colombia».

El evento se llevará a cabo en la Universidad Libre de Barranquila Sede central el 16 de Abril del 2024 a partir de las 8:30am. Las inscripciones están abiertas y se alienta a todos los interesados en la energía solar a participar.

BayWa r.e. Colombia agradece enormemente el apoyo de las marcas que colaboraron para hacer posible este evento.

Más información

Para obtener más información y registrarse, visite https://baywa-r-e-solar-tour-barranquilla.boletia.com/ y visita sus redes sociales para conocer la agenda a detalle de todas las actividades que tendrán durante la semana del 16 al 19 de Abril del 2024.

La entrada Evento de BayWa r.e. Colombia en Barranquilla reúne a líderes y expertos de la industria solar se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Tecnologías eficientes para un ahorro significativo de la energía: las soluciones de BGH Eco Smart

BGH Eco Smart, la unidad de negocios del Grupo BGH especializada en el desarrollo de soluciones de alta eficiencia energética y Smart Building, se posiciona como un claro referente en la industria gracias a su compromiso con la eficiencia y la sostenibilidad.

La «Pirámide de Eficiencia Energética» es una herramienta crucial que nos guía hacia un uso más inteligente de la energía. Comienza con la medición y comprensión de nuestros consumos, seguido por la revisión de nuestros hábitos de consumo para identificar oportunidades de ahorro energético sin grandes inversiones.

Luego, explora tecnologías más eficientes que, aunque pueden ser costosas al principio, ofrecen ahorros significativos a largo plazo. Finalmente, considera la generación de energía propia a través de fuentes renovables, como la energía solar, para reducir la dependencia de las redes eléctricas tradicionales y promover la sostenibilidad.

Bajo estos conceptos que procuran eficientizar el consumo de la energía y hacer un mayor cuidado del medio ambiente, BGH Eco Smart presenta un completo portafolio de soluciones innovadoras. Entre ellasestán las relacionadas con la climatización, que van desde equipos con tecnología Inverter que ahorran hasta un 50% de energía, hasta otros más complejos para grandes superficies que funcionan en modo frío y calor simultáneamente.

Estos equipos aprovechan el calor generado por aquellas unidades funcionando en modo frío y lo entregan a las unidades funcionando en modo calor, y viceversa. De esta forma se reutiliza la energía generada, y aumenta considerablemente la eficiencia energética de dichos sistemas

En el segmento de agua caliente, calderas sin llama piloto y termotanques eléctricos heat pump que generan un ahorro de energía del 75% son una excelente alternativa.

Si hablamos del compromiso con la energía solar, BGH Eco Smart ha consolidado su extenso lineal de productos diseñados para satisfacer diversas necesidades y escalas, desde soluciones residenciales hasta proyectos industriales, ofreciendo sistemas con almacenamiento de energía y opciones sin almacenamiento adaptadas a las exigencias específicas de cada cliente. Todo esto respaldado por un equipo de ingeniería especializado, proporcionando asesoramiento integral para garantizar el éxito de cada proyecto.

El desarrollo industrial, residencial y tecnológico a nivel mundial ha marcado un cambio de paradigma hacia la creación y utilización de artefactos y métodos que minimizan el consumo de energía. En este contexto, BGH Eco Smart ofrece soluciones que permiten a individuos y empresas satisfacer las necesidades de su hogar o negocio mientras que reducen significativamente el consumo de recursos.

La entrada Tecnologías eficientes para un ahorro significativo de la energía: las soluciones de BGH Eco Smart se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

La Transmisión: “La Pata Coja” de las Energías Limpias y la Solución en la Generación Distribuida

En las últimas décadas, hemos sido testigos de un auge en la construcción de grandes centrales hidroeléctricas, granjas solares y parques eólicos como soluciones preferentes para combatir el cambio climático y avanzar hacia un futuro energético sostenible. Sin embargo, un aspecto crítico que frecuentemente se pasa por alto es el sistema de transmisión necesario para llevar esta energía «limpia» desde los puntos de generación hasta los centros de consumo. A través de mi experiencia de más de 10 años supervisando líneas de transmisión (LT) de alta tensión desde una perspectiva socioambiental, he llegado a la conclusión de que la transmisión es la «pata coja» del sector de las energías renovables.

El Problema de la Transmisión: Los sistemas de transmisión de energía enfrentan desafíos significativos que impactan tanto al medio ambiente como a la sociedad. Los tendidos de alta tensión, que a menudo atraviesan kilómetros de bosques, desiertos y sabanas, presentan problemas ambientales y sociales considerables. Además, los centros de generación suelen estar ubicados lejos de los centros de consumo, lo que exacerba los impactos y aumenta los costos asociados con la red de subestaciones necesarias para la distribución de energía. Este modelo centralizado de generación y transmisión plantea interrogantes sobre la verdadera «limpieza» y sostenibilidad de las energías renovables a gran escala.

Ventajas de la Generación Distribuida: En contraste, la generación distribuida (GD) ofrece una solución prometedora al dilema de la transmisión. Al generar energía más cerca o directamente en los lugares de consumo, la GD reduce drásticamente la necesidad de extensas redes de transmisión y subestaciones, mitigando los impactos ambientales y sociales. Además, la GD promueve una mayor resiliencia energética, al descentralizar la producción de energía y reducir la vulnerabilidad a fallos en el sistema de transmisión. La implementación de la GD, apoyada por fuentes de energía renovable como la solar fotovoltaica y la eólica de pequeña escala, representa una verdadera aproximación a la sostenibilidad energética.

Casos de Estudio y Ejemplos: 

La generación distribuida ha encontrado éxito no solo con la energía solar y eólica, sino también a través de micro céntrales hidroeléctricas de pasada y generación con turbinas a gas natural. Estas tecnologías ofrecen soluciones viables y sostenibles para la generación de energía cerca de los puntos de consumo. 

A continuación, se presentan algunos casos de éxito enfocados en micro céntrales hidroeléctricas y generación a gas natural, con especial énfasis en Latinoamérica:

Pequeñas centrales Hidroeléctricas de Pasada

Costa Rica: Proyecto Hidroeléctrico Las Pailas Costa Rica es conocido por su liderazgo en energías renovables en Latinoamérica. El Proyecto Hidroeléctrico Las Pailas es un ejemplo de cómo las pequeñas centrales hidroeléctricas de pasada pueden integrarse en un sistema eléctrico nacional. Ubicado en la provincia de Guanacaste, este proyecto aprovecha el flujo de ríos locales sin necesidad de grandes represas, minimizando el impacto ambiental y contribuyendo significativamente al objetivo del país de ser carbono neutral.
Colombia: Pequeñas centrales en Antioquia En Colombia, el departamento de Antioquia ha visto la implementación de varias pequeñas centrales hidroeléctricas de pasada, que han sido fundamentales para llevar electricidad a zonas rurales remotas. Estas instalaciones aprovechan los caudales de los ríos de la región, proporcionando una fuente de energía limpia y sostenible, al tiempo que fomentan el desarrollo local.

Generación con Turbinas a Gas Natural

México: Ciclo Combinado Manzanillo México ha invertido en la generación de energía a través de turbinas a gas natural como parte de su mix energético. El Ciclo Combinado Manzanillo es uno de los proyectos más grandes y exitosos, que utiliza gas natural para generar electricidad de manera eficiente y con menores emisiones de CO2 comparado con los combustibles fósiles tradicionales. Este proyecto subraya el potencial de la generación a gas natural para complementar las renovables en la transición energética.
Chile: Central de Ciclo Combinado Kelar Chile, buscando diversificar su matriz energética, implementó la Central de Ciclo Combinado Kelar en la región de Antofagasta. Utilizando gas natural licuado (GNL), esta planta proporciona una fuente de energía flexible y confiable para apoyar el crecimiento y la estabilidad del sistema eléctrico del norte de Chile, especialmente importante para la industria minera de la región.
Proyectos en Ecuador

Proyecto Hidroeléctrico HidroAgustina de 19 MW y Proyecto Hidroeléctrico San Jacinto de 49 MW 

Ecuador avanza en la planificación de proyectos, ambos ejemplos de pequeñas centrales hidroeléctricas de paso que se integran de manera sostenible en el entorno. Estos proyectos, al no requerir de grandes embalses, subestaciones extensivas ni largos tendidos eléctricos de alta tensión, destacan por su capacidad para generar energía renovable minimizando el impacto ambiental y social. 

Representan un paso importante hacia la diversificación de la matriz energética del país, promoviendo el uso de fuentes renovables y sostenibles.

Ecuador, se suma a esta tendencia, demostrando el compromiso con un futuro energético renovable y responsable.

Consideraciones:

Tanto las pequeñas centrales hidroeléctricas de pasada como la generación con turbinas a gas natural presentan alternativas prometedoras para la generación distribuida, especialmente en contextos donde la reducción de la huella de carbono y la minimización del impacto ambiental son prioritarias. 

En Latinoamérica, estos proyectos no solo demuestran la viabilidad técnica y económica de tales tecnologías, sino que también resaltan la importancia de políticas energéticas y marcos regulatorios que apoyen la diversificación y la sostenibilidad en la generación de energía. Estos ejemplos evidencian el compromiso de la región con el avance hacia sistemas energéticos más limpios y sostenibles, al tiempo que subrayan el rol crítico de la generación distribuida en la solución de desafíos energéticos contemporáneos, desde la seguridad energética hasta el cambio climático y el desarrollo socioeconómico.

En Latinoamérica, el enfoque ha estado en superar las barreras regulatorias y financieras, mientras que, en China, el impulso gubernamental ha sido clave para su rápida expansión. Ambas regiones demuestran el potencial de la GD para contribuir significativamente a la solución de los problemas eléctricos nacionales, promoviendo un futuro energético más sostenible y resiliente.

Cada caso de estudio destaca la importancia de políticas y regulaciones favorables, así como de esquemas de incentivos que pueden acelerar la adopción de la generación distribuida y maximizar sus beneficios tanto para el medio ambiente como para la sociedad.

Conclusión: 

Es imperativo sincerar el debate sobre la sostenibilidad de las energías renovables, reconociendo que mientras la generación puede ser «limpia», la transmisión representa un área que aún requiere innovación y mejoras significativas. La generación distribuida emerge no solo como una solución a estos desafíos, sino también como un camino hacia una transición energética más equitativa, sostenible y respetuosa con el entorno y las comunidades. Es hora de repensar nuestra estrategia energética, priorizando soluciones que consideren la integralidad del sistema, desde la generación hasta el consumo.

La entrada La Transmisión: “La Pata Coja” de las Energías Limpias y la Solución en la Generación Distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Cambio del régimen tarifario del gas: por qué los efectos en el ahorro del consumo no se verán en lo inmediato para un hogar

El aumento de las tarifas del gas que oficializó el gobierno este miércoles contempla una fuerte suba del cargo fijo, tal como adelantó EconoJournal el sábado. En el caso de los usuarios residenciales de Metrogas que registran los mayores consumos, ese componente llega a 52.852 pesos. Si se suma el 28% de impuestos, el monto mínimo que deberán desembolsar esos hogares es de 67.650 pesos por mes, sin contar los metros cúbicos consumidos.  Eso significa que, si a partir de ahora deciden no gastar ni una sola molécula de gas, igual deberán pagar ese monto en su próxima factura.

Eso es porque, a diferencia de lo que ocurre en el sector eléctrico, las categorías de cada usuario se definen a partir de sus consumos anuales, tomando en cuenta los 12 meses previos a la emisión de la factura. Por lo tanto, la baja de categoría es consecuencia de una reducción en el consumo que inevitablemente es gradual.

Entre los usuarios residenciales de Metrogas que registran los mayores consumos el cargo fijo aumenta a 52.852 pesos.

La decisión de elevar la incidencia del cargo fijo por sobre el cargo variable constituye una reforma sustancial del régimen tarifario. Hasta ahora, las distribuidoras venían cobrando la mitad de su ingreso a través del cargo variable y la otra mitad a través del cargo fijo, pero pidieron que todo el VAD se aplique sobre el cargo fijo para tener más previsibilidad en sus ingresos a lo largo del año.

El objetivo que se buscó es aplanar la tarifa e independizar así los recursos de la estacionalidad que evidencian los consumos. De ese modo, pueden hacer frente con mayor facilidad a una estructura de costos que no varía sustancialmente entre el invierno y el resto del año. Sin embargo, para muchos usuarios tendrá un fuerte impacto en los primeros meses, sobre todo para los agrupados en la categoría R34, donde se incluyen aquellos hogares que durante el último año demandaron más de 1800 m3 de gas natural.

Consumos de un R34

Por ejemplo, un hogar que en los últimos 12 meses consumió 1956 m3 pudo haber llegado a esa cifra gastando 112 m3 en el segundo bimestre el año pasado (marzo-abril), 310 m3 en el tercero (mayo-junio), 586 m3 en el cuarto (julio-agosto), 570 m3 en el quinto (septiembre-octubre), 273 m3 en el sexto (noviembre-diciembre) y 105 m3 en el primer bimestre de este año (enero-febrero).

Si en el segundo bimestre redujera su consumo a 90 m3, un 20% respecto del mismo período del año anterior, igual seguiría siendo R34 porque su consumo anual quedaría en 1934 m3.

Si en el tercer trimestre (mayo-junio) hiciera un esfuerzo mayor y consumiera solo 200 m3, un 35,5% menos que en el mismo período de 2023, igual seguiría siendo R34 ya que el acumulado anual arrojaría 1824 m3.

Si en el cuarto bimestre, ya en pleno invierno, gastara 300 m3 estaría logrando una baja interanual del 48,8% y recién ahí el acumulado de los últimos 6 bimestres se ubicaría en 1538 m3 anuales pudiendo bajar a la categoría R33 donde se ubican los que consumen entre 1501 y 1800 m3 anuales. De ese modo, y luego de un esfuerzo significativo, recién en septiembre pagaría un cargo fijo menor.

Cuántos están en esa situación

Fuentes de Metrogas informaron a EconoJournal que solo el 4% de sus clientes son R34. Como el total de usuarios que tiene la compañía llega a 2,4 millones, se estima que son cerca de 100 mil, aunque en la empresa afirman que en realidad son unos 70 mil porque el número de “usuarios activos” es menos de 2,4 millones. Dentro de ese universo se incluyen casas y/o departamentos de grandes dimensiones y los servicios centrales de consorcios de departamentos de propiedad horizontal.

Desde la empresa aseguraron que la fuerte suba del cargo fijo para los R34, que llega al 1369% para los usuarios sin subsidio y a 1919% para los usuarios de ingresos bajos agrupados en el Nivel 2, se aplicó pensando en los consorcios de servicios centrales que prorratean el cargo fijo entre varios propietarios, pero no precisaron cuántos de esos 70 mil usuarios son consorcios.

Otra opción hubiera sido crear directamente la categoría “consorcios”. Una fuente del sector privado aseguró a EconoJournal que el gobierno evalúa crearla, pero inicialmente decidieron avanzar de este modo para no demorar la implementación del aumento.

, Fernando Krakowiak

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

YPF: Marin procura avanzar con el Plan 4X4

El presidente de YPF, Horacio Marin, afirmó que “trabajo para cumplir el sueño de que la Argentina exporte 30.000 millones de dólares en hidrocarburos en 2031″.

En declaraciones periodísticas describió que “presentamos el plan 4×4 con el objetivo de cuadriplicar la Compañía en 4 años. Vamos a superar todos los obstáculos para alcanzar ese objetivo”.

Marin, de extensa trayectoria en Tecpetrol (Techint) antes de desembarcar en la petrolera de mayoría accionaria estatal, sostuvo que “el Plan para YPF se asienta en 4 pilares” y puntualizó :
. El desarrollo de Vaca Muerta. Para el 2030 el país tiene que alcanzar una producción de 1 millón de barriles diarios de petróleo. Para destrabar esa producción, estamos construyendo el oleoducto para unir Vaca Muerta con Río Negro.

. El otro gran pilar es el GNL. Estamos avanzando en un único proyecto liderado por YPF para toda la industria: “Argentina LNG”. El objetivo es duplicar la producción de gas para su exportación.

. Además, YPF tiene que mejorar las eficiencias a través de la industrialización de sus operaciones y rever el rol de las empresas asociadas con la finalidad de concentrar la actividad de YPF en la energía.

. En materia de campos maduros, YPF tiene que alocar el capital donde es más rentable y permitir que otras empresas desarrollen esas áreas. Vale decir que dejará de operar en las áreas convencionales con bajo rendimiento. La decisión es cuestionada por los gobiernos provinciales de Chubut, Mendoza y Santa Cruz.

. “YPF es una sociedad anónima que debe generar valor para los accionistas (51% Estatal y 49 % privada desde 2012). Un gran activo es que sus empleados, los ypfianos, sienten una gran motivación de trabajar en la compañía. Hay que estar acá para saber lo que es trabajar en YPF, es impresionante”, enfatizó Marín.

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Con aumentos en el PIST y en el Cargo Fijo rigen nuevas tarifas para el gas

El Ente Nacional Regulador del Gas activó una serie de 12 Resoluciones con los nuevos “cuadros tarifarios de transición” que rigen desde abril para facturar los consumos de gas natural por redes domiciliarias en todo el país, tomando como base el DNU 55/2023 que declaró en emergencia a los sistemas de transporte y de distribución de gas.

La política tarifaria del gobierno tiene por objetivos que los montos a facturar reflejen los costos reales del servicio, y con ello además la eliminación de los subsidios estatales en este rubro (igual en Electricidad) a usuarios Nivel 1 (altos Ingresos), limitándolos para los sectores de ingresos medios (N3), y bajos (N2).

Entonces, se dispusieron fuertes incrementos en los valores de los items que componen la factura del servicio: precio del gas, cargo fijo, y cargo variable para el consumo por metro cúbico. Todo ello, con repercusión además en la carga impositiva.

La docena de Resoluciones firmadas por el interventor del ENARGAS, Carlos Alberto Casares, comprende a las empresas transportadoras (TGS y TGN) y a las distribuidoras Gasnor, Naturgy, Gas Cuyana, Gas del Centro, Litoral Gas, GasNea, MetroGas, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, y Redengas.

La actualización de precios comprende al gas natural puesto en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) a valor dólar, también a la tarifa del Transporte (Intercambio y Desplazamiento) del fluído por los gasoductos troncales hasta los centros de consumo, y a las tarifas (VAD) para las Distribuidoras domiciliarias.

Los incrementos transitorios ocurrirán hasta fin de año, para cuando Energía espera que haya concluído la Revisión Tarifaria Integral (RTI) que establece la Ley 24.076 (Marco Regulatorio del Gas).

En las facturas seguirán discriminados los items Cargo Fijo en pesos por mes, y Cargo Variable por metro cúbico consumido, que varían según las categorías y subcategorías de usuarios Residenciales (R1, R2, R3), y subzonas geográficas del país.

Además, esta tarifa se actualizará mensualmente -a partir de mayo- en base a la aplicación de una fórmula que combina la variación del Indice de Salarios del Sector Privado Registrado, del Indice de Precios Internos al por Mayor (IPIM), y el Indice de Costos de la Construcción en el Gran Buenos Aires (todos medidos por el INDEC).

En los considerandos de estas resoluciones se indica que las empresas transportadoras, y la distribuidoras deberán cumplir (con parte de estos nuevos ingresos) con planes de obras e inversiones en infraestructura gasífera para el año en curso, previamente aprobados por el ENARGAS, “priorizando la seguridad y la calidad del servicio”.

CRITERIOS APLICADOS

El ENARGAS dispuso una actualización de la tarifa que incluye una combinación de cargo fijo y variable “que busca aplanar la tarifa a lo largo del año, con la intención de brindar mayor previsibilidad en el gasto de cada usuario para reducir la incidencia de la estacionalidad del invierno, que implica mayores facturas debido al mayor consumo”.

La semana pasada la Secretaría de Energía -a través de la Resolución 41/2024- había publicado los nuevos precios de gas en el PIST para 2024, que fueron recogidos para la emisión de los nuevos cuadros tarifarios y que representan aproximadamente el 41 % del monto que recibe cada usuario en su factura.

En lo referido al PIST la Secretaría de Energía estableció nuevos precios que serán trasladados a los usuarios finales en las facturas en base a un esquema temporal de tres etapas para los consumos realizados: (i) entre el 1° y el 30 de abril de 2024; (ii) a partir del 1° de mayo y hasta el 30 de septiembre, y (iii) a partir del 1° de octubre y hasta el 31 de diciembre de 2024.

Los nuevos precios del gas en el PIST dispuestos por la cartera a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo implican subas en este componente tarifario de hasta 300 por ciento respecto a los valores previos.

A modo de referencia, cabe indicar que para un usuario Residencial N1, y para un usuario del Servicio General P en el área de MetroGas (AMBA) el precio del gas PIST en abril será de U$S 2,89 el Millón de BTU.

Para el caso del Usuario Residencial N2 en el mismo ámbito el precio PIST en abril será de U$S 0,77 el MMBTU, mientras que para el Usuario Residencial N3 (ingresos medios) será de U$S 1,14 hasta un bloque de consumo mensual preestablecido a lo largo del año (Resol 686/22) pero en caso de exceder dicho nivel deberá pagar por el excedente a razón de U$S 2,89 el MMBTU.

Siempre condiderando a usuarios del AMBA, la categoría Residencial N1 y del Servicio General P pagarán el gas PIST en el período mayo-setiembre U$S 4,43 el MMBTU. Y volverán a pagar U$S 2,89 en el período octubre-diciembre.

Por otra parte, bajo esta nueva modalidad, el Cargo Fijo cubrirá principalmente los costos de la prestación del servicio por el cual las distribuidoras permiten que sus usuarios tengan a su disposición la provisión de gas natural; es decir el mantenimiento de la red en condiciones de seguridad y confiabilidad, más allá del volumen efectivamente consumido.

El cargo fijo no es igual para todos los usuarios, ya que depende del tipo de usuario y del volumen consumido, a modo de ejemplo, se requieren diferentes condiciones de provisión para los usuarios residenciales respecto de los usuarios industriales.

Los nuevos cuadros tarifarios oficializados por el ENARGAS disponen los valores a pagar para los usuarios Residenciales por cargos fijos y cargo variable; este último representa el gas consumido con los valores de gas en boca de pozo surgidos de la Resolución 41/2024 de la S.E. y el costo del transporte.

Asimismo, se plantea la actualización tarifaria de transporte y distribución para los usuarios comerciales, industriales y estaciones de expendio de GNC y del gas en el PIST para los usuarios que les correspondiera.

A modo de referencia, cabe señalar que en el caso de la distribuidora en el AMBA, MetroGAS, la resolución 120/2024 plantea, además, la concreción de un plan de inversiones para la empresa que llega a los 19.590 millones de pesos durante el año. Desde dicha Compañía se explicó que ese monto de inversión “se destinará a obras de infraestructura que aseguren un servicio de calidad, confiable y seguro, y a optimizar la atención al usuario”.

Si bien MetroGAS es la encargada de cobrar la factura en su área de distribución, debe luego desembolsar los montos correspondientes según la composición de la tarifa a los restantes actores de la cadena: 41 % correspondiente a los productores de gas natural, el 17 % a las empresas de transporte de gas natural, el 24 % de impuestos y tasas (nacionales, provinciales y municipales) y el restante 24 % es lo que queda para distribuidora (que no recibe subsidio estatal por la prestación del servicio).

Es decir, con aproximadamente un 24 % de lo que factura MetroGAS, debe mantener la red y brindar un servicio seguro y confiable, tomar lectura, facturar y realizar inversiones, según lo establece la ley 24.076, sancionada en 1992.

De acuerdo con la serie de resoluciones oficializadas por el Ente regulador, en 2024 TGS debe ejecutar inversiones por 27.690 millones de pesos; TGN 19.150 millones; Gasnor 3.900 millones; Naturgy BAN 15.050 millones de pesos; Distribuidora de Gas Cuyana 5.980 millones; Distribuidora de Gas del Centro 5.560 millones; Litoral Gas 4.930 millones; GasNea 1.170 millones; Camuzzi Gas Pampeana 10.220 millones; Camuzzi Gas del Sur 7.710 millones; y Redengas 260 millones de pesos.

Las tarifas de gas estuvieron congeladas durante 2002 a 2016, cuando en abril de ese año se produjo un fuerte aumento tarifario transitorio hasta la implementación en abril 2017 de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) de acuerdo con el marco regulatorio.

En octubre 2019 volvieron a quedar congeladas. “Sólo hubo algunos ajustes transitorios entre 2021 y 2023 que el Estado Nacional otorgó a las empresas y que no acompañaban el incremento de los costos operativos y estaban por debajo de lo que hubiera correspondido según el esquema regulatorio”, señalan en el sector.

En enero de 2024 se realizó una audiencia pública por la cuestión de la recomposición de tarifas. En esa oportunidad MetroGAS, la mayor distribuidora del país, con 2,4 millones de clientes de todo tipo, expuso que desde octubre de 2018 a diciembre de 2023 la tarifa de gas había aumentado un 516 %, mientras que el Índice Interno de Precios al Por Mayor (IPIM) del INDEC había llegado a 2.834 por ciento.

NUEVOS CUADROS

MetroGas describió que el ajuste en la tarifa promedio de acuerdo con la nueva disposición oficial, que rige a partir de abril es:
Caso 1. Para un usuario residencial R1 de CABA, cuyo consumo es hasta 500 metros cúbicos al año, el incremento en la factura promedio anual será 5.453 pesos al mes respecto del cuadro tarifario que se aplicaba hasta ayer. Con los nuevos valores este usuario pagaría en promedio 7.000 pesos mensuales.

Caso 2. En la provincia de Buenos Aires, para un usuario residencial R1, cuyo consumo es de hasta 500 metros cúbicos al año, el incremento en la factura promedio anual será de 5.888 pesos respecto del cuadro tarifario anterior. De acuerdo con los nuevos valores este usuario pagaría en promedio 7.400 pesos por mes.

El R1 corresponde a una casa o departamento en la que viven 4 personas y cuentan con calefón o termotanque, cocina, horno y una estufa. El ejemplo está basado en un usuario Nivel 1 (N1), que es el considerado de mayores ingresos.

El R1 es el 52 % por ciento de los clientes de MetroGAS, indicó la empresa.

Caso 3. Si tomásemos como ejemplo al usuario residencial promedio de MetroGAS, el R22, cuyo consumo va desde 600 a 800 metros cúbicos al año. Para un usuario de CABA, el incremento en la factura promedio anual será 20.673 pesos al mes respecto del cuadro tarifario que se aplicaba hasta ayer. Con los nuevos valores este usuario pagaría 25.200 pesos por mes.

Caso 4. En el caso de provincia de Buenos Aires, para un usuario residencial R22, cuyo consumo va desde los 600 a 800 metros cúbicos al año, el incremento en la factura promedio 19.755 pesos respecto del cuadro tarifario anterior. De acuerdo con los nuevos valores este usuario pagaría 24.319 pesos por. Ambos ejemplos están basados en usuarios Nivel 1 (N1), que es el considerado de mayores ingresos.

El R22 corresponde a una casa o departamento en la que viven 4 o más personas y cuentan con cocina con horno, termotanque/calefón o caldera, dos estufas.

El 72 % de los usuarios residenciales de MetroGAS se incluyen en las categorías R1, R21 y R22 y percibirán como máximo los incrementos antes mencionados, se indicó.

En la otra punta de la pirámide de usuarios de MetroGAS, la categoría R34 representa el 4 % del total de usuarios de MetroGAS y se incluyen entre los mismos a casas y/o departamentos de grandes dimensiones y a los servicios centrales de consorcios de departamentos de propiedad horizontal, mayoritariamente estos últimos en el ámbito de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, describió la Compañía.

Se verá en mayo como repercuten las nuevas facturas en los usuarios toda vez que los ingresos no están compensando los aumentos de precios en productos y servicios de todo tipo, en particular desde la fuerte devaluación dispuesta en diciembre último.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Oficializaron las nuevas tarifas de gas natural: cargo fijo repotenciado y mayor aumento para los hogares de la Patagonia

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), a cargo del interventor Carlos Casares, publicó este lunes los nuevos cuadros tarifarios de las licenciatarias de transporte y distribución de gas por redes y también la fórmula de actualización mensual que se utilizará a partir de mayo para aumentar las tarifas de forma automática mes a mes.

A través de 12 resoluciones publicadas en este miércoles en el Boletín Oficial – que corresponden a las transportistas de gas TGS y TGN y a las distribuidoras Metrogas, Gasnor, Gas Cuyana, Naturgy Ban, Camuzzi Gas Pampeana, Gasnea, Litoral Gas, Camuzzi Gas del Sur, Redengas y Distribuidora Gas del Centro– se confirmó que, tal como había adelantado este sábado EconoJournal, el gobierno decidió reformar el régimen tarifario y aplicar una fuerte suba del cargo fijo en las facturas del gas, sobre todo en las categorías de mayor consumo. También, que los hogares de la Patagonia percibirán mayores aumentos.

La decisión del gobierno afectará en mayor medida a los usuarios encuadrados dentro del Nivel 1 (N1), de altos ingresos, que representan el 40% de la totalidad, y en un segundo plano a los hogares N2 y N3, de sectores populares e ingresos medios, que tendrán un aumento menor. La medida de trasladar la actualización del Valor Agregado de Distribución (VAD) completamente en el cargo fijo responde a una solicitud de las distribuidoras para aplanar sus ingresos a lo largo de todo el año y de esa manera, tener más previsibilidad.

Incrementos en la Patagonia

En el caso de la Patagonia, el cargo fijo -que no varía en función del consumo-, el Enargas autorizó una fuerte suba para el cargo variable incluido dentro del nuevo cuadro tarifario, que cubre el precio del gas y el margen de transporte.

De los nuevos cuadros tarifarios de Camuzzi Gas del Sur para la provincia de Neuquén surge, por ejemplo, que para los usuarios del Nivel 1 que correspondan a un hogar R1 (consumo de hasta 500 m3 anuales) que venían abonando un cargo fijo de $ 531,70, a partir de ahora deberán pagar $ 3.038,18, es decir, un 471,4% más.

Para los hogares R23 (consumo de 801 a 1000 m3 anuales), que venían pagando un cargo fijo de $ 728,90 ahora deberán desembolsar $ 6.780,53, un 830,24% más, y además percibirán un aumento del 311,85% en el cargo variable.

A su vez, los hogares R33 (consumo de1501 a 1800 m3 anuales) que hasta el mes pasado abonaban un cargo fijo de $ 1485,69, empezará a pagar $ 11.798,47, un 694,14% más y también un 293,58% adicional del cargo variable.

En Santa Cruz, para los hogares N1 de la categoría R1 el aumento en el cargo fijo fue de 1243%. Para los hogares R23 el incremento del cargo fijo trepó a un 1966%. Asimismo, para los usuarios agrupados en la categoría R33 el cargo fijo se incrementó en un 1679% y el cargo variable en un 349,74%.

, Loana Tejero

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Las reinas del fracking: cinco empresas tienen la clave de Vaca Muerta

Las petroleras necesitan sus servicios para extraer el shale oil en diez sets de fractura activos. Dos gigantes, pozos de U$S 10 millones y la cuota de Techint. Desde que Vaca Muerta se convirtió en un imán para las inversiones del sector hidrocarburífero en Argentina, una palabra resonó fuerte en la sociedad: fracking. La hidrofractura o fracturamiento hidráulico permite aprovechar el petróleo y el gas en rocas poco permeables como el esquisto (o shale, en inglés). Después de diez años de desarrollo, en Neuquén se ha consolidado un grupo de empresas que concentra un negocio clave que se consolida en […]

The post Las reinas del fracking: cinco empresas tienen la clave de Vaca Muerta first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Más allá de Vaca Muerta: ¿Cuánto producen el resto de las cuencas?

Un panorama respecto al estado de las otras zonas productoras de la Argentina: el Golfo San Jorge, la Austral, la Cuyana y el Noroeste. Seguirle el ritmo al shale neuquino no es fácil, pero las demás cuencas siguen aportando buena parte de los hidrocarburos que consume el país. El crecimiento sostenido de la producción de gas y petróleo en la Cuenca Neuquina, impulsada por el no convencional de Vaca Muerta, está alcanzando niveles históricos. Si bien ese desempeño empuja al alza el total nacional, también disimula el declino que sufren marcadamente algunas de las cuencas. Se trata de las cuencas […]

The post Más allá de Vaca Muerta: ¿Cuánto producen el resto de las cuencas? first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Mendoza lícita 12 áreas petroleras con un nuevo modelo enfocado en la continuidad de las inversiones

Con la convocatoria nacional e internacional se pone en marcha por primera vez el modelo de “licitación continua”, que garantiza las inversiones. Son nueve áreas de exploración y tres de explotación ubicadas en la Cuenca Cuyana y en la Cuenca Neuquina. El Ministerio de Energía y Ambiente, a través de la Dirección de Hidrocarburos, lanzó la convocatoria pública nacional e internacional para 12 áreas petroleras con el nuevo modelo de “licitación continua”, que además de hacer de Mendoza una plaza atractiva, garantizará que los llamados sean permanentes y no queden desiertos. “Son licitaciones mayoritariamente exploratorias. Nueve son de exploración y […]

The post Mendoza lícita 12 áreas petroleras con un nuevo modelo enfocado en la continuidad de las inversiones first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Vaca Muerta: por el gasoducto ya hay un récord en 14 años

Por primera vez desde 2010 se acumularon siete meses seguidos con superávit comercial energético. La energía puede ser «otro campo» y estabilizar la oferta de dólares en la economía argentina. Desde la construcción del gasoducto en Vaca Muerta, el país presenta meses consecutivos con un superávit comercial energético. La Argentina recuperará en 2024 el superávit en su balanza comercial energética después de 14 años. Esto será central para estabilizar la economía a mediano plazo, pues implica una menor salida de dólares por importaciones de combustibles. A futuro, el sector energético podría ser «otro campo», la palanca para no depender de […]

The post Vaca Muerta: por el gasoducto ya hay un récord en 14 años first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Un invierno sin buque regasificador en Bahía y con la mira en exportar

La estación marítima está a las puertas de abandonar definitivamente la regasificación de GNL para iniciar la producción y exportación de ese combustible. Si en algo cambiará la fisonomía del puerto de Bahía Blanca en el invierno es en que ya no estarán presentes las imponentes figuras de los buques metaneros en el estuario local. Este año ya no habrá un gran buque regasificador esperándolos en el muelle de Compañía Mega para procesar el gas natural licuado (GNL) importado y volcarlo a la red troncal en los meses más fríos. ¿Será una señal de cara a lo que se viene? […]

The post Un invierno sin buque regasificador en Bahía y con la mira en exportar first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Hualilan suma un inversor argentino: Elztain se queda con el 5% del proyecto de oro sanjuanino

Challenger Exploration anunció en los mercados financieros que el grupo de inversor que lidera el empresario argentino Eduardo Sergio Elsztain -lider de las compañías IRSA y de las agropecuarias Cresud y BrasilAgro, entre otras- compró 5 millones de USD en acciones del proyecto Hualilán en Ullum. La operación informada da cuenta que completó una colocación estratégica de 66,377,283 acciones a un precio de 8.5 centavos por acción, lo que representa una prima del 6% sobre el último precio de negociación de 8.0 centavos y una prima del 9% sobre el VWAP de 20 días de 7.8 centavos. Al comentar sobre […]

The post Hualilan suma un inversor argentino: Elztain se queda con el 5% del proyecto de oro sanjuanino first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Los combustibles aumentaron un 4,6% en promedio y acumularon un 106% en cuatro meses

El aumento se debe a la tercera fase de los impuestos actualizados del gobierno sobre los combustibles líquidos (ICL) y el dióxido de carbono (IDC), que se implementaron en febrero del año pasado. Para principios de mayo se prevé otro aumento más. El costo de los combustibles volvió a aumentar por 4,6% promedio a través de la escalada inflacionaria y la presión cambiario. Además, un incremento más se establece para principio de mayo. El ajuste se debe a la tercera etapa de la actualización de los impuestos dispuestos por el gobierno en febrero pasado para combustible líquido (ICL) y dióxido […]

The post Los combustibles aumentaron un 4,6% en promedio y acumularon un 106% en cuatro meses first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

El presidente de YMAD, Manuel Benítez, tiene el control de la zona minera más importante de Mendoza

A poco de la visita del gobernador Alfredo Cornejo a Canadá para participar del PDAC 2024, se conoció que Wincul SA es la empresa que opera Cerro Amarillo en Mendoza. El director de esta compañía, Manuel César Benítez, es un ex dirigente que también se encuentra en áreas mineras, principalmente de oro y cobre en la cordillera de San Juan, según el boletín oficial. El ex presidente de YMAD, una compañía minera interestadual argentina, YMAD se encuentra en el Oeste del Paraná, explotando y comercializando la producción de oro y plata del Yacimiento Agua de Dionisio. Durante la época de […]

The post El presidente de YMAD, Manuel Benítez, tiene el control de la zona minera más importante de Mendoza first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

La plataforma digital de un ‘neuquino de alma’ que revoluciona la industria de la construcción

Gastón Remy lleva la batuta en Nuqlea, la startup que reúne al ecosistema de la construcción y por la cual apostaron, entre otros, Manu Ginóbili y Pepe Sánchez. Ni pediatra como su madre, ni odontólogo como su padre. De chico sabía que quería hacer muchas cosas, pero no sabía qué. Y se echó a andar para ir descubriendo. Primero por las pequeñas y añoradas calles rurales de la pequeña localidad de Río Negro, General Conesa, donde vivió parte de su infancia y se divertía jugando en la costa del río, y luego por las calles más transitadas de Neuquén. De […]

The post La plataforma digital de un ‘neuquino de alma’ que revoluciona la industria de la construcción first appeared on Runrún energético.

Informacion, Información de Mercado, runrunenergetico.com

Añelo y Rincón, entre las ciudades favoritas de los migrantes

Vaca Muerta constituye un atractivo casi irresistible para familias de otras regiones del país que llegan a Neuquén en busca de oportunidades. Dos de las tres localidades neuquinas que funcionan como un imán para las personas migrantes están directamente relacionadas con Vaca Muerta; y la restante con el turismo. La información surge de los datos del censo 2022 y del Registro Civil. Añelo fue la segunda ciudad con mayor atracción y Rincón de los Sauces la tercera. En el departamento de Añelo el 41,5% de su población son migrantes internos y en el departamento de Pehuenches donde se encuentra el […]

The post Añelo y Rincón, entre las ciudades favoritas de los migrantes first appeared on Runrún energético.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Marín: “Para el 2030 el país tiene que alcanzar una producción de un millón de barriles diarios de petróleo. Trabajo para que la Argentina exporte US$ 30.000 millones”

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, se refirió al desarrollo de Vaca Muerta y a los objetivos que se han planteado desde la petrolera para los próximos cuatro años. En ese sentido, expresó: “Para el 2030 el país tiene que alcanzar una producción de un millón de barriles diarios de petróleo.Trabajo para que la Argentina exporte 30.000 millones de dólares”, en diálogo con Radio Mitre.

El ejecutivo dio cuenta del plan 4×4 que se diseñó desde la firma, que tiene como objetivo cuadriplicar a YPF en cuatro años y sostuvo: “Vamos a superar todos los obstáculos para alcanzar ese objetivo. Para destrabar la producción y llegar al millón de barriles estamos construyendo un oleoducto para unir Vaca Muerta con Río Negro”.

El desarrollo de GNL

Asimismo, Marín destacó el rol del Gas Natural Licuado (GNL) como uno de los pilares fundamentales del plan que impulsa para la petrolera y aseguró: “Estamos avanzando en un único proyecto liderado por YPF para toda la industria: ‘Argentina LNG’”. “El objetivo es duplicar la producción de gas para su exportación”, adelantó.

En esa misma línea, consideró que YPF tiene que mejorar las eficiencias a través de la industrialización de sus operaciones y rever el rol de las empresas asociadas con la finalidad de concentrar la actividad de YPF en la energía.

Campos maduros

Además, el titular de la petrolera bajo control estatal habló de los campos maduros y aseveró que “YPF tiene que alocar el capital donde es más rentable y permitir que otras empresas desarrollen esas áreas”.

Por último, concluyó que “la petrolera es una sociedad anónima que debe generar valor para los accionistas. Un gran activo es que sus empleados, los ypfianos, sienten una gran motivación de trabajar en la compañía. Hay que estar acá para saber lo que es trabajar en YPF es impresionante”.

, Redaccion EconoJournal

energiaynegocios.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Pemex cancela exportaciones en abril

Pemex cancelará hasta 436,000 barriles por día de exportaciones de crudo en abril mientras se prepara para comenzar a procesar petróleo en la refinería Olmeca, según un documento interno visto por Reuters.

La cancelación tendría como finalidad tener más crudo disponible también para los otros complejos de refinación de la estatal.

Pemex y el Gobierno aseguraron en enero que la refinería de Dos Bocas comenzaría a producir gasolinas y diésel en el primer trimestre, como parte del objetivo de larga data del presidente mexicano, Andrés Manuel López Obrador, de liberar al país de su dependencia del suministro de combustibles foráneos.

La producción de petróleo de Pemex cayó en febrero a su nivel más bajo en 45 años, según sus propias cifras, restringiendo los suministros disponibles para refinación local.

Las cancelaciones tienen previsto reducir las exportaciones del crudo Maya, la variedad insignia de México, en 122,000 barriles por día, el Istmo en 247,000 barriles y el Olmeca en 67,000 barriles, según el documento. Clientes con contratos a plazo en Europa, Estados Unidos y Asia se verán afectados.

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Uruguay y República Checa trabajarán en proyectos sobre combustibles alternativos y energías renovables

Con la firma de un acuerdo signado entre la ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Elisa Facio y el ministro de Industria y Comercio de la República Checa, Jozef Sikela, ambo países se comprometieron en trabajar juntos en el campo de la inversión y joint ventures, en el sector energético, con énfasis en energías renovables, hidrógeno verde y sus derivados, movilidad eléctrica y eficiencia energética.

La suscripción del documento -en el que ratificaron el interés en aumentar el intercambio comercial e impulsar los vínculos en las áreas de las nuevas tecnologías y los servicios relacionados- se desarrolló en la sede del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) el pasado 13 de marzo.

La delegación checa que acompañó al ministro Sikela estuvo conformada por el embajador de la República Checa para Argentina, Uruguay y Paraguay, Ľubomir Hladík, junto al consejero económico de la Embajada, Radek Hovorka, junto a otras autoridades.

El convenio incluye la intención de “identificar proyectos y temas de interés común y de promover la vinculación entre entidades gubernamentales y del sector privado de ambos países” para lograr estos objetivos.

La entrada Uruguay y República Checa trabajarán en proyectos sobre combustibles alternativos y energías renovables se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

La política de subsidios a la energía de Alberto Fernández ubicó a Enarsa como la empresa pública más deficitaria

Durante el Gobierno de Alberto Fernández, las empresas públicas dejaron un rojo de más de US$18 mil millones.

Es el déficit operativo acumulado entre 2020 y 2023. El grueso de esa cifra se explica por la política de subsidios a la energía y el transporte ferroviario.

El dato recoge el déficit operativo de las compañías estatales entre 2020 y 2023. La que más perdió fue Enarsa, por los subsidios a la energía. Aerolíneas, casi 3.000 millones.

Con los datos correspondientes al cuarto trimestre de 2023, publicados por la Secretaría de Hacienda del Ministerio de Economía, se pueden tener los principales indicadores económicos y financieros. 

Sólo en 2023, el déficit operativo de las 33 empresas públicas no financieras arrojó un saldo negativo de $ 1,6 billones de pesos, que al tipo de cambio oficial promedio de 2023 ($ 295,21) equivale a US$ 5.440 millones de dólares.

La película 2020-2023 dice que el rojo operativo de las empresas públicas fue de US$ 18.035 millones de dólares, siempre calculando el déficit operativo acumulado cada año (en pesos) y convertido a dólares usando el tipo de cambio promedio de cada año. 

El plan del Gobierno de Milei es privatizar muchas de estas empresas.

El déficit operativo global (la diferencia que cada una de las empresas registra entre los ingresos que genera y los gastos en que incurre exclusivamente por su actividad) se explica mayormente por la deliberada política de subsidios a las tarifas de los servicios públicos.

Por eso a la cabeza de los mayores déficits operativos aparecen siempre Enarsa (la empresa que importa energía a precio de mercado y lo entrega al mercado local a precio subsidiado), los trenes y el agua corriente. 

A ese trío se suma Aerolíneas Argentinas, que para mantenerse activa utilizó cuantiosos fondos públicos, pese a que ofrece por sus vuelos tarifas similares a los de la competencia privada.

Un dato significativo es que a pesar de las permanentes pérdidas que se vienen acumulando desde hace varios años, las empresas han mentenido más o menos estable su planta de personal. 

Al último día de 2023, según el informe de Hacienda, “la dotación de personal del consolidado de empresas públicas no financieras asciende a 92.058, mientras que al 31 de diciembre de 2022, la dotación de personal era de 93.095 personas”

El rojo operativo de las empresas públicas equivale, cada año, a casi un punto del PBI, y su reducción dependerá del avance en la quita de subsidios que está aplicando el actual Gobierno.

Las transferencias del Tesoro a las empresas fue de $ 40.893 millones en enero de este año y de $ 259.741 millones en febrero. Esto significa que en el primer bimestre del año se observa una caída real de las transferencias (descontada la inflación) del 53% respecto a igual bimestre de 2023.

De modo que los fuertes aumentos que se están aplicando y se van a aplicar a las tarifas de gas natural y energía eléctrica deberían traducirse en una caída del déficit operativo de Enarsa, que en 2023 explicó el 40% del déficit operativo total, con un rojo de $ 713.000 millones (US$ 2.416 millones).

Otra parte importante del déficit operativo lo explican los trenes. En 2023 el Estado les giró $ 335.000 millones US$ 1.135 millones, a razón de US$ 3,1 millones por día. Facturaron por la venta de pasajes $ 344.000 millones. 

Tuvieron un déficit operativo de $ 362.000 millones, el 22% del total de las empresas públicas. 

El sistema ferroviario argentino es el principal empleador del país, con una planta de casi 32.000 personas. Uno de cada tres empleados de las empresas públicas trabaja en los trenes.

Además, el informe de Hacienda dice que Aerolíneas tuvo un déficit operativo de 231.268 millones de pesos, equivalente a 783 millones de dólares. En cuatro años, Aerolíneas acumuló un déficit operativo de casi 3.000 millones de dólares.

Qué empresas públicas ganaron plata.

De las 33 empresas públicas no financieras, algunas lograron superávit operativo, como Nucleoeléctrica Argentina (NASA), la empresa que opera las centrales nucleares y genera a través de ellas energía eléctrica que entrega a Cammesa a través del sistema interconectado nacional.

NASA viene logrando números “azules” en los últimos años. En 2023 cerró con un resultado operativo positivo de casi 350 millones de dólares.

El déficit de las empresas públicas se explica mayormente por los subsidios.

La entrada La política de subsidios a la energía de Alberto Fernández ubicó a Enarsa como la empresa pública más deficitaria se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Diputados de la UCR solicitaron al Gobierno un informe por el freno en las obras de las centrales nucleares

El diputado nacional por Mendoza Julio Cobos, junto a otros legisladores radicales, presentó un proyecto para que el Gobierno Nacional dé información “precisa y detallada” sobre el freno de los trabajos realizados por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).

Se trata de los reactores nucleares CAREM-25 y RA-10 que estarían paralizados y que, según Cobos, “son proyectos estratégicos y fundamentales para Argentina”.

El diputado mendocino, además, solicitó que el Ejecutivo informe si esa detención es permanente o si hay un plazo determinado para reanudar las tareas “dada la importancia estratégica” de las mismas.

Asimismo, exigen que se dé a conocer el presupuesto previsto para esas obras, actualizado al mes de marzo de este año.

“El CAREM es el primer reactor nuclear de potencia íntegramente diseñado y construido en Argentina, a través del cual nuestro país reafirma su capacidad para el desarrollo y puesta en marcha de centrales nucleares”, describió Cobos.

Por otra parte, destacó que “la construcción del reactor nuclear de investigación RA-10 está siendo desarrollada íntegramente en Argentina por la Comisión Nacional de Energía Atómica e INVAP (empresa argentina de alta tecnología situada en Río Negro)”.

En este informe, también se requiere el detalle de cuáles fueron las transferencias realizadas y los montos acumulados desde el 1°de enero del presente año hasta la fecha y cuál es el número exacto de despidos vinculados a estos proyectos.

Los legisladores que acompañaron a Cobos en este proyecto son: Mario Barletta, Pedro Galimberti, Manuel Aguirre, Gabriela Brouwer de Koning, Carla Carrizo, Marcela Antola, Martín Arjol, Alfredo Vallejos, Marcela Coli y Gerardo Cipolini.

La entrada Diputados de la UCR solicitaron al Gobierno un informe por el freno en las obras de las centrales nucleares se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Autorizan subas promedio del 300% en las tarifas del gas

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) aprobó los nuevos cuadros tarifarios de gas para todas las distribuidoras del país y autorizó fuertes subas en el cargo fijo que incide en el monto de la factura final, mediante las Resoluciones de la 112 a la 123 publicadas este miércoles en el Boletín Oficial.

Al establecer los nuevos valores, el Gobierno decidió elevar la incidencia del cargo fijo por sobre el cargo variable. Hasta ahora, las empresas venían cobrando la mitad de su ingreso a través del cargo variable y la otra mitad a través del cargo fijo, pero pidieron que todo el valor agregado de distribución (VAD) se aplique sobre el cargo fijo para tener más previsibilidad en sus ingresos a lo largo del año.

A raíz de dicho aumento, los usuarios de Metrogas que pertenezcan a la categoría R1 y residan en la Ciudad de Buenos Aires tendrán de costo fijo de $2.122,22, mientras que en el Gran Buenos Aires abonarán de base $2.554,77. En tanto, los valores más altos corresponden a la categoría R3, que oscila entre $22.198,39 y $52.852,51 en CABA y en provincia, alcanza los $28.722,14.

Para los usuarios de Naturgy, el cargo fijo aumenta a $1.800,37 para aquellos usuarios catalogados en R1. Mientras que los valores más elevados impactarán en la categoría R3, donde el costo fijo rondará los $11.215,76 y $19.278,86. Si se compara con lo que vienen pagando los usuarios sin subsidio (Nivel 1), en Naturgy la suba llega hasta el 424,8% y en Metrogas se dispara hasta un 1369,8%.

A estos valores, se le deben sumar los cargos por consumo, el sistema de transporte, los valores del PIST y los impuestos y la distribución, que conformarán el costo final de las tarifas de gas natural.

En las distintas resoluciones, el ENARGAS aprobó la fórmula de actualización tarifaria mensual, que tiene en cuenta las zonas de residencia; los cargos de consumo; los precios mayoristas, conocidos como Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST); el transporte y la distribución.

De esta manera, desde mayo las tarifas se ajustarán mensualmente por el impacto del dólar en el precio del gas, ya que se dispuso “efectuar la conversión a dólar por millón de BTU y que el tipo de cambio a ser utilizado para el traslado de los precios de gas a tarifas sea el valor promedio del tipo de cambio vendedor del Banco de la Nación Argentina (Divisas) observado entre los días 1° y 15 del mes inmediato anterior al traslado de los precios”, y por inflación en las remuneraciones a transportistas y distribuidoras.

Con este mecanismo de aumento, en la boleta de abril, que se pagará en mayo, los usuarios de altos ingresos (Nivel 1) y los del servicio general que no son residenciales pagarán entre US$2,70 y US$2,95 por millón de BTU. Mientras que a partir del 1° de mayo, abonarán US$4,20 y US$4,50 por millón de BTU, dependiendo la zona del país.

Por su parte, los usuarios de bajos ingresos con tarifa social (Nivel 2) pagarán por el gas entre US$0,74 y US$0,78 por millón de BTU desde el mes que viene. Los de ingresos medios (Nivel 3) abonarán entre US$1,10 y US$1,17 por millón de BTU.

En los considerandos, sostiene que “corresponde proceder con una adecuación transitoria de las tarifas de transporte y distribución de gas a fin de mantener, en términos reales, los niveles de ingresos de las prestadoras, de manera que permitan cubrir las necesidades de inversión con los estándares de calidad requeridos, garantizando la sostenibilidad del servicio público hasta el momento de entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes del proceso de revisión tarifaria”.

El incremento que se implementó a partir de este mes representa un salto promedio del 300 por ciento. Los Cuadros Tarifarios de Transición y de Tasas y Cargos por Servicios rigen para todas las empresas distribuidoras del país, dentro de las que se encuentran Metrogas, Transportadora Gas del Sur, Gasnor, Nartugy BAN, Distribuidora de Gas Cuyana, Distribuidora de Gas del Centro, Litoral Gas, Gas NEA, Camuzzi Gas Pampeana y Redengas.

La entrada Autorizan subas promedio del 300% en las tarifas del gas se publicó primero en Energía Online.

energiaenmovimiento.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Avalan detener la explotación de Litio en el Salar del Hombre Muerto

La Corte de Justicia de Catamarca respaldó la acción de amparo ambiental presentada por la Comunidad Originaria Atacameños, ordenando la suspensión de la actividad minera en el área del Salar del Hombre Muerto hasta que se lleve a cabo un exhaustivo estudio de impacto ambiental.

En su fallo, la Corte también ha instruido al Ministerio de Minería de la Provincia de Catamarca y al Ministerio de Agua, Energía y Medio Ambiente a que se abstengan de conceder nuevos permisos o autorizaciones, así como de emitir declaraciones de impacto ambiental relacionadas con obras o actividades en la zona que comprende el Río Los Patos, el Salar del Hombre Muerto y el Departamento Antofagasta de las Sierras.

Esta acción legal, iniciada en 2021 por Román Elías Guitian en nombre de la Comunidad Originaria Atacameños, busca la revocación de decretos y resoluciones ministeriales que habilitaron los proyectos mineros de Ampliación de Proyecto Fénix y Sal de Vida, llevados a cabo por las empresas Livent (Minera del Altiplano SA) y Galaxi Lithium SA, respectivamente.

Además, solicita la suspensión de cualquier otro proyecto de extracción de litio en la Subcuenca Salar del Hombre Muerto, que comparten las provincias de Salta y Catamarca, hasta que se haya realizado una evaluación ambiental exhaustiva y se haya establecido la línea de base ambiental de las Subcuencas del Hombre Muerto y Carachi Pampa-Incahuasi o Punilla.

Este proceso debe llevarse a cabo con la participación del Consejo Federal de Ambiente y la Subsecretaría de Infraestructura y Política Hídrica del Ministerio de Obras Públicas del Estado Nacional, así como con el pleno derecho de consulta y participación de la Comunidad Originaria Atacameños del Altiplano en todas las etapas del proceso.

Desdoblamiento del Estado En la decisión mayoritaria liderada por Miguel Figueroa Vicario, Fabiana Edith Gómez, Rita Verónica Saldaño, Néstor Hernán Martel y Marcela Isabel Soria Acuña, los jueces destacaron que «se ha constatado un daño ambiental en el río Trapiche, resultado de las autorizaciones concedidas a la minera proyecto Fénix para la construcción de una represa destinada a captar agua del río Trapiche y emplearla en su producción.

Esto ha ocasionado una alteración en el curso del río y en el ecosistema de la zona debido a la falta de flujo de agua, provocada directamente por la actividad minera y que está siendo objeto de un proceso de restauración, según lo informado por la Dirección Provincial de Gestión Ambiental Minera».

Asimismo, señalaron que «se observa la existencia de seis proyectos mineros para la extracción de litio, situados en la Cuenca del Río de Los Patos – Antofagasta de la Sierra: Fénix, Sal de Vida, Sal de Oro, Virgen del Valle Litio, Candelas y Candelas Oeste. 

Todos estos proyectos mineros, en diversas etapas de desarrollo, impactan en la misma área, sin que se hayan tomado medidas para llevar a cabo un estudio integral y acumulativo de su impacto ambiental, tal como lo requiere la normativa ambiental como mínimo indispensable para comprender la situación real y los posibles riesgos o daños».

En este contexto, los magistrados advirtieron sobre el desdoblamiento de las funciones de los organismos estatales: «Es de suma relevancia señalar el detalle y la identificación de múltiples permisos de explotación de aguas subterráneas en la Cuenca Río Los Patos del Salar del Hombre Muerto del Dpto. Antofagasta de la Sierra, otorgados mediante decretos del Poder Ejecutivo y disposiciones para los proyectos mineros.

Lo que implica una división de competencias dentro del Estado Provincial, donde por un lado se emiten las Declaraciones de Impacto Ambiental (DIA) para los proyectos mineros, bajo la jurisdicción del Ministerio de Minería, y por otro lado, en el Ministerio de Agua, Energía y Medio Ambiente (Secretaría de Recursos Hídricos), se tramitan y conceden las autorizaciones para el uso del agua. Esta modalidad socava el análisis integral y acumulativo necesario para evaluar adecuadamente las repercusiones ambientales», concluyeron los jueces en su sentencia.

La entrada Avalan detener la explotación de Litio en el Salar del Hombre Muerto se publicó primero en Energía Online.

ecojournal.com.ar, Informacion, Información de Mercado

Las claves detrás del cruce de versiones sobre la paralización de la construcción del reactor CAREM

La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) esta reclamando una deuda equivalente a unos 9 millones de dólares por la construcción de los reactores CAREM y RA-10. Así surge de una notificación remitida por la CNEA a la Secretaria de Energía vista por EconoJournal. La situación fue admitida públicamente por la titular del organismo nuclear, Adriana Serquis. El reactor RA-10 es un proyecto que esta prácticamente terminado y que fuentes del sector nuclear creen que el gobierno no dejará sin fondos. Pero la perspectiva para el CAREM es otra: las cifras estimadas para la concreción del proyecto chocan de frente con el objetivo de superávit fiscal primario del Ministerio de Economía conducido por Luis Caputo.

La notificación remitida el viernes 22 de marzo advierte de un inminente corte de servicios en centros atómicos y parada de obra en los proyectos CAREM, RA-10 y el plan de medicina nuclear por un corte de pagos desde diciembre de 2023.

En el caso del proyecto CAREM la CNEA se ha visto impedida de efectuar pagos a las contratistas del
proyecto, los cuales son canalizados a través de un fideicomiso. La deuda total asciende a 3.643.712.501,39 de pesos (US$ 4.159.489 al tipo de cambio oficial). En el caso del reactor RA-10 la deuda reclamada es por 4.484.921.874 de pesos (US$ 5.119.773 al tipo de cambio oficial) correspondiente a certificados de los meses de diciembre 2023 y enero 2024.

La CNEA advirtió que el corte derivó en problemas financieros «en los pequeños proveedores de servicios en los centros atómicos y regionales, como también en los constructores de nuestras principales obras estratégicas» y advierte de un corte de obra en CAREM y RA-10 desde el lunes 25. Efectivamente, un centenar de trabajadores abocados a la obra del reactor CAREM en el complejo Atucha fueron desvinculados ese día. La noticia fue confirmada por el secretario General de UOCRA Seccional Zárate, Julio González. Ninguno de los trabajadores son empleados de CNEA; la mayoría son empleados de Masoero y Asociados, empresa contratada por Nucleoeléctrica Argentina, la empresa operadora de las centrales nucleares y actualmente el contratista principal en la obra del reactor.

Cruce de versiones

La noticia de la paralización de la obra del CAREM choca de frente con la promoción del proyecto realizada hace poco por el secretario de Estrategia Nacional, el ex brigadier Jorge Jesús Antelo, en una cumbre mundial de energía nuclear en Bélgica organizada por el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA). Desde la Jefatura de Gabinete comandada por Nicolás Posse, a la que responde Antelo, hicieron circular que «las obras del programa nuclear argentino tienen continuidad en el marco de un proceso técnicamente ajustado a las capacidades de financiamiento existentes«.

En declaraciones radiales, la presidenta de la CNEA explicó que la incertidumbre sobre los proyectos tiene origen en el recorte generalizado de los fondos fiduciarios ordenado por el gobierno. «Lo que pasó esta semana fue que como entra dentro de la lista de los fideicomisos, que nos dijeron que no iba a entrar, estamos sin poder ejecutar ni un centavo de ese proyecto», explicó acerca del fideicomiso asignado a la construcción del CAREM.

«Por ese tema de los fideicomisos es que se le informó a NASA que no se le podían hacer los pagos. Con lo cual NASA decidió que a una de las subcontratistas no continuase con esa partecita de la obra y eso implicaba despedir a 69 trabajadores. Se ha pedido una conciliación de parte de UOCRA», remarcó Serquis a radio Splendid.

Perspectivas para el CAREM

En el contexto del congelamiento de los presupuestos en el Estado y el freno de pagos en distintas áreas para alcanzar la meta de superávit fiscal primario para este año establecida por el Ministerio de Economía no sorprende demasiado que los proyectos nucleares también sean alcanzados. En el área energética, Caputo incumplió la obligación del Estado de pagar la transacción económica mensual de CAMMESA que es para cubrir los costos de generación y transporte eléctrico, además de incumplir los pagos del Plan Gas.

Fuentes del sector nuclear consultadas por este medio coinciden en que habrá presupuesto para la finalización del reactor RA-10 en Ezeiza, que se encuentra próximo a su finalización y se espera su puesta en operación en 2025. Pero el escenario para el CAREM luce distinto debido a las cifras en juego.

La CNEA informaba poco tiempo atrás que el proyecto CAREM tiene una fecha de finalización estimada para el 2028, pero no hay una estimación pública sobre la inversión requerida para su finalización. La construcción comenzó en 2014 y la inversión realizada hasta ahora asciende a unos US$ 600 millones. Las cifras de inversión faltante relevadas entre fuentes del sector nuclear vinculadas con el proyecto oscilan entre los 200 y 300 millones de dólares.

Socio externo para el proyecto

Frente a la necesidad de inversión y las restricciones presupuestarias, existen conversaciones para abrir el proyecto a la participación de un socio externo. La CNEA comenzó a recorrer esa posibilidad tiempo atrás con la creación de una gerencia para la comercialización del CAREM. También firmó recientemente con INVAP un acuerdo para impulsar exportaciones y oportunidades vinculadas al reactor.

El CAREM es un prototipo de reactor modular pequeño (SMR por sus siglas en inglés) de 25 MW eléctricos. Es el primer reactor de potencia (de generación de electricidad) que se diseña en el país. El objetivo del prototipo es probar el diseño y las tecnologías que permitirán avanzar a una versión CAREM comercial, de más potencia, en módulos de más de 100 MW.

La Agencia de Energía Nuclear (NEA), el ente nuclear de la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico (OCDE), ubicó al CAREM entre los diseños con los mayores niveles de avance en las variables consideradas: licenciamiento, emplazamiento (construcción), financiamiento, cadena de suministros, «engagement» y combustible.

Efectivamente, el prototipo CAREM es uno de los pocos proyectos modulares pequeños que se encuentran en construcción en el mundo, pero gigantes de la industria nuclear como GE Hitachi o Westinghouse apuntan a comenzar a construir sus primeros SMR antes del 2030. Otras compañías nuevas, como Terra Power, del magnate Bill Gates, también tienen proyectos.

Desafíos de ingeniería

Una decena de fuentes con ascendencia en el sector nuclear explicaron a este medio que un proyecto innovador como este suele presentar retrasos por los desafíos relacionados con el diseño del reactor y de ingeniería de los componentes. «Nuestro país esta construyendo un prototipo mientras que el resto de las compañías apuntan a construir una versión comercial directamente, a nadie debería sorprenderle si también encuentran desafíos durante el desarrollo y construcción», explicó una de las fuentes.

Como ejemplo, otra fuente citó la complejidad para fabricar los 12 generadores de vapor que irán dentro del reactor. «Cada generador es una camisa de tubos muy finos con un armado muy complejo y que demanda tiempo», graficó. Conuar, empresa contratista para la fabricación de los generadores, terminó en 2023 la fabricación de uno de los doce equipos.

Una tercera fuente contrasta este proyecto con el RA-10. «El CAREM es un caso completamente distinto al del RA-10, que es para producción de radioisótopos médicos. INVAP lleva décadas exportando reactores de este tipo», concluyó.

, Nicolás Deza

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Más almacenamiento: ¿Qué propone el cambio de modelo de mercado energético que se analiza en Chile?

La consultora ECCO International presentó el último estado de avance de la propuesta para el diseño de un mercado eléctrico mayorista en base a ofertas, servicios complementarios y pagos por capacidad en el sector energético de Chile.

El objetivo del trabajo es analizar cómo incorporar más generación renovable y sistemas de almacenamiento de energía en su matriz. Por lo que desde la consultora brindaron más detalles del proceso necesario para avanzar hacia ese nuevo diseño basado en ofertas que permita resolver problemáticas de vertimientos de energías renovables y precios marginales cero que atraviesa el país. 

“Queremos hacer la transición hacia un mercado basado en licitaciones, que sea vinculante y un día por adelantado o anticipado. Además, se necesita un compromiso por unidad de confiabilidad, para seguridad del Coordinador Eléctrico Nacional porque el mercado puede hacer una oferta-demanda que no cumpla con la proyección que pueda tener el CEN”, explicó Alex Papalexopoulos, presidente y CEO de ECCO International.  

“También se necesita un mercado financiero y uno de licitación virtual, para actores del sector que no tienen activos y que consumen un abastecimiento virtual que necesitan liquidarlo en tiempo real”, agregó. 

Además, se mantendrán los contratos a largo plazo y el mercado de potencia, aunque este último buscará hacerse más competitivos en la segunda fase del plan, en tanto que las ofertas que ingresen bajo ese modelo de mercado serían diferentes a las que existen hoy en día, ya que tendrán costos de unidad, de puesta en marcha, de tiempos, de carga mínima, entre otras cuestiones. 

Mientras que también habrá precios marginales de localización (LPM por sus siglas en inglés), donde todos los generadores tengan el precio en base a su ubicación y dichos LMP tendrán tres componentes: energía, pérdidas y congestión, que deberán considerarse tanto para la generación como para los servicios auxiliares. 

Es decir que se busca implementar un mecanismo de fijación de precios de pago claro (o formación uniforme de precios), a pesar que Chile ya cuenta con una herramienta única de liquidación de precios pay-as-clear, en pos de mejorar la eficiencia, fomentar la competencia e incentivar que las propuestas reflejen los verdaderos costos marginales de cada empresa. 

La existencia del Mercado en Tiempo Real (RTM) permitiría que el despacho óptimo se calcule cada 5 o 15 minutos y evitar despachos ineficientes en el Sistema Eléctrico Nacional. 

“Con el Mercado en Tiempo Real (RTM), queremos capturar lo que ocurre al instante, el pronóstico y las proyecciones, especialmente en las energías renovables ya que hay una secuencia de ejecuciones que se hacen con el software”, complementó Papalexopoulos. 

“El objetivo es tener precios que realmente reflejen los costos marginales de los nodos a tiempo. Proponemos que todas las transacciones en tiempo real sean liberadas de las plataformas de los centros propuestas y toda la potencia contratada será vendida al operador del sistema y adquirida desde ello. Allí se pueden encontrar diferencias para liquidar cualquier tipo de acuerdo bilateral”, añadieron desde la consultora. 

Plazos del proceso

El cambio hacia un diseño de un mercado eléctrico mayorista en base a ofertas, servicios complementarios y pagos por capacidad en el sector energético de Chile dependerá de las autoridades gubernamentales y regulatorias del país. 

Pero si la decisión resultase positiva, la fase 1 se llevaría a cabo entre los años 2025 y 2027 y estará orientada a “asegurar que el mercado sea confiable”, por lo que incluiría:

Mercado diario basado en ofertas (IFM)
Compromiso de unidad de confiabilidad basado en ofertas (RUC)
Mercado en tiempo real basado en ofertas (RTM)
Mitigación del poder de mercado ex ante (MPM)
Sistema de Liquidación Múltiple que incluye funcionalidad de Liquidación Financiera para los mercados DAM, RTM y RUC
Mercado Financiero de Derechos de Transmisión (FTR)
Obligaciones de Capacidad con ELCC (Mercado Bilateral)

Mientras que la segunda etapa tendría el foco de “hacer más eficiente al mercado”, se llevaría adelante entre los años 2030 y 2031 y contemplaría una serie de etapas listadas a continuación: 

Mercado de capacidad competitivo con opciones de confiabilidad
Precios por escasez
Mercado de Licitaciones Virtuales (VB)
Mercados financieros de PPA con Contrato por Diferencia (CfD)

La entrada Más almacenamiento: ¿Qué propone el cambio de modelo de mercado energético que se analiza en Chile? se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

FMO sugirió desarrollar más proyectos de mediana y baja escala ante el cuello de botella de la transmisión en Argentina

La magra capacidad de transporte disponible y el desarrollo de nuevas obras de transmisión son algunos de los cuellos de botella a los que se enfrenta el sector energético para una mayor incorporación de parques de generación, principalmente aquellos de gran escala. 

Dichos temas fueron tratados durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina. Y desde FMO, banco de desarrollo que opera con el respaldo del 51% del gobierno neerlandés y cuenta con participación de bancos comerciales holandeses, no dejaron pasar su postura al respecto. 

“El problema de transmisión necesita varias soluciones. Una línea se demora cinco años antes de entrar en operación, mientras que un proyecto eólica o solar está listo en un año y medio o dos años. Entonces hay que seguir trabajando en ello, pero también trabajar en varios frentes, como por ejemplo la pequeña escala”, apuntó Angie Salom, manager energy Latin America & Caribbean de FMO.

“Si uno de los cuellos de botella es la transmisión, se debe solucionar pero también desarrollar más proyectos de pequeña escala, más cercanos al consumo, que se puedan conectar directamente a la red de distribución y que no necesitan inversiones gigantescas”, sugirió durante el panel de debate “Las oportunidades de inversión para las energías renovables en la visión de los líderes del sector”.

Además, planteó que el hidrógeno verde próximamente jugará un papel crucial dentro del sector y que si bien hoy es gas natural versus renovables, el foco en el corto plazo estará en sobre cómo el hidrógeno verde será competitivo en esa ecuación. 

“Toy todavía es un reto pero también una gran oportunidad en Argentina dada su experiencia petrolera, grandes recursos eólicos y solar, fácil acceso y una industria base que puede aprovechar el H2V”, sostuvo. 

Salida de CAMMESA como comprador único

El secretario de Energía de la Nación vaticinó durante FES Argentina que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) dejará de tener el rol de comprador único de energía y celebrador de contratos en el sector. 

Hecho que acarrearía que las distribuidoras tomen ese papel y que también haya más contratos entre privados ante la posible creación del mercado de derechos de emisiones de gases de efecto invernadero. 

Angie Salom fue consultada sobre dicho tema durante el panel de debate y manifestó que están dispuestos a seguir en el país, a pesar que sea una situación que genere nerviosismo a entidades financieras. 

“Es un proceso que se vio en República Dominicana, tras un proceso de reestructuración se pasó a las distribuidoras. Obviamente nos puso nerviosos, pero entendimos que fue con la mirada puesta en la eficiencia del sistema. Entonces se garantiza la calidad de crédito de ese contrato. Y en el caso de República Dominicana, el gobierno que respaldaba el déficit de fondos en el PPA original pasó a respaldarlo en las distribuidoras, cosa que no se afectasen los tiempos de pago. Incluso éstos mejoraron”, explicó.

“Por ende, siempre y cuando haya claridad de cómo se respaldará la calidad de crédito y cómo será el tiempo de los pagos, es algo que nos pone nerviosos pero estamos dispuestos a entender y profundizar. Vemos que en Argentina hay una visión de largo plazo y seguiremos apoyando el sector”, concluyó.

La entrada FMO sugirió desarrollar más proyectos de mediana y baja escala ante el cuello de botella de la transmisión en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

“En algunos meses”: Los adelantos de De Ridder sobre las metas de emisiones por sector

El sector energético de Argentina está a la espera de la implementación del mercado de derechos de emisiones de gases de efecto invernadero, el cual el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, ya anticipó que será una de las principales herramientas para avanzar en la transición energética y el cumplimiento de las metas ambientales asumidas por el país.

El mecanismo pensado por el Poder Ejecutivo no sólo abarcaría a la generación de energía, sino a todos los sectores y subsectores de la economía nacional, de modo que la industria petrolera no es ajena al tema y hasta lo puso en su agenda. 

A tal punto que el subsecretario de Hidrocarburos de la Nación, Luis De Ridder, vaticinó cuándo podría aplicarse ese proceso y reconoció la importancia de la transición energética hacia combustibles y vectores más limpios. 

“Si bien el Estado no pudo bajar lo que debe hacer cada ciudadano, empresa o cada PyME para estar en línea con los compromisos ambientales asumidos por el país, ya se dará en algunos meses y ello llevará a que haya otras cuestiones a hacer además de distribuir combustibles”, señaló ante dueños de estaciones de servicio nucleados en la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (CECHA). 

“Para el futuro, tendrá que haber otros combustibles que emitan menos que los fósiles. El mundo pide que haya más electrones en el transporte, pero en Argentina tenemos otros combustibles que están primeros porque las necesidades de distribuir energía eléctrica están limitadas por la transmisión y las inversiones en ese segmento son muy grandes”, agregó durante el encuentro.  

Ante dichas dificultades en el sector, Luis De Ridder subrayó que “se requerirá tomar otras decisiones antes de electrificar todo como hicieron países más desarrollados”, aunque también que el país debe fijarse en las acciones que llevan adelantes las naciones vecinas y cómo acercarse a esas tendencias. 

Y cabe recordar que desde la Secretaría de Energía de la Nación ya dieron a conocer que abrirán más puertas a inversiones privadas en el sistema de transporte eléctrico a través de nuevos esquemas ya que el actual gobierno no puede afrontar los costos de esas obras. 

Es decir que el gobierno podría darle continuidad a dos mecanismos que hoy en día ya están en marcha, tal como la presentación a inversiones en redes de transmisión en el MATER junto a proyectos de generación o una nueva etapa tras las 20 manifestaciones de interés presentadas ante CAMMESA para gestionar y financiar ampliaciones del sistema en alta tensión.

¿Cómo se prevé el mercado de derechos de emisiones?

Desde la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético anticiparon que a cada uno de los sectores y subsectores de la economía se le asignarán umbrales obligatorios de forma anual para cumplir el Acuerdo de París (ver nota). 

Su implementación seguramente sea similar al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), aunque en primera instancia habrá derechos de emisión de GEI gratuitos y posteriormente un plazo de tiempo para que una entidad pueda comprarlos en el mercado; dando lugar a señales de precios que sean suficiente para alcanzar más acuerdos en las transacciones económicas entre privados. 

La intención es que cada agente haga la transición como quiera, con eficiencia energética, electromovilidad, renovables o sustitución de combustibles fósiles, mientras que aquellas entidades que incumplan, tendrán penalizaciones.

La entrada “En algunos meses”: Los adelantos de De Ridder sobre las metas de emisiones por sector se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Central Puerto destaca el vínculo con la minería como oportunidad para las renovables en Argentina

Central Puerto, generadora de energía con más de 7000 MW de potencia instalada en Argentina (cerca de 500 MW es renovable), formó parte del mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina y participó del panel en el que se analizaron los aspectos claves para el desarrollo de la energía eólica en el país. 

Ruben López, director de Energías Renovables de la compañía, remarcó la importancia de agregar valor a los clientes y brindar soluciones energéticas integrales que permitan ser un diferencial al momento de llevar adelante los proyectos que permitan avanzar en la transición energética. 

Y no sólo hizo hincapié en el pipeline on-grid, sino que también mencionó la posibilidad que se abre para las energías renovables dentro de la minería nacional mediante emprendimientos que no necesariamente estén conectados a la red. 

“El sector minero se puede pensar como una oportunidad, ya que es un mercado que demandará mucha energía y será necesario abastecerla, en algunos casos desde la red y en otros de forma off-grid. Pero el crecimiento de la red es importante”, afirmó. 

“Los proyectos off grid que analizamos fueron para soluciones mineras particulares, pero generalmente buscamos integrar los proyectos al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) porque le da otro valor al producto final entregado y al cliente”, agregó. 

Cabe recordar que Central Puerto desarrolló los parques eólicos La Castellana, Achiras, Manque, Los Olivos, La Genoveva I y II (suman 374 MW de potencia), mientras que en 2023 adquirió su primera planta solar (Guañizuil 2A – 117 MW) y dio a conocer que estaba analizando alternativas de inversión que tengan como objetivo elevar su desempeño en el mercado renovables, tanto de origen eólico como fotovoltaico.

Por otro lado, Rubén López sostuvo que será necesario acompañar a todo tipo de clientes con el aporte de las diferentes tecnologías que conforman la matriz energética del país, como también contar con un mayor grado de avance en el sistema de transporte eléctrico, como por ejemplo mediante la inteligencia en las redes o el uso del almacenamiento para aumentar la capacidad disponible de las línea de transmisión y evitar curtailments de energía. 

“Para ello se necesita una regulación clara que lo soporte, inversiones y un mercado sano, porque es lo que repaga las inversiones. La industria necesita tener energía de calidad para exportar sus productos y agregar valor”, manifestó. 

Incluso, el director de Energías Renovables de Central Puerto reconoció que analizan el proceso “AlmaMDI”, la convocatoria para presentar manifestaciones de interés para incorporar, gestionar y financiar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica que está abierta hasta el 26 de marzo. 

“Trabajamos en eso y estas iniciativas son una manera de que los agentes del sector mostremos nuestras iniciativas, opiniones y apetito por participar”, apuntó. 

“Mientras que mirando a futuro, las expectativas son grandes. El consumo energético crecerá y Argentina tiene mucha capacidad exportadora, para lo cual necesitará energía eléctrica y, por lo tanto, las renovables tendrán una penetración más grande. Aunque es necesario ver cómo hacer la transición en los aspectos regulatorios y acompañar las medidas con diálogo con las autoridades para que llegue a buen puerto lo que funciona bien y se generen los círculos virtuosos que el sector quiere”, concluyó. 

La entrada Central Puerto destaca el vínculo con la minería como oportunidad para las renovables en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

ADEERA llamó a adecuar la regulación a los nuevos paradigmas de transición energética

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 las principales tendencias para el desarrollo de proyectos competitivos en Argentina.

Uno de ellos fue Claudio Bulacio, Gerente de Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA), quien manifestó la necesidad de adaptar la regulación del sector a los desafíos y oportunidades que plantea la transición energética. 

Desde el punto de vista de las distribuidoras, Bulacio destacó que la transición energética presenta retos significativos: “Si bien las distribuidoras están comprometidas con este proceso, se enfrentan a la necesidad de adaptar las redes eléctricas a la creciente demanda y a la incorporación de nuevas tecnologías, como la generación distribuida y la movilidad eléctrica”.

En efecto, uno de los mayores desafíos planteados por el experto radica en la necesidad de prepararse para la integración de tecnologías de almacenamiento de energía, que aún no están completamente desarrolladas en Argentina. La creciente autonomía de los usuarios en la gestión de su consumo energético plantea nuevos desafíos operativos para las distribuidoras.

En este sentido, Bulacio señaló que las redes de distribución deben evolucionar de ser meros proveedores de energía eléctrica a convertirse en administradores de energía

“Para lograrlo, es fundamental avanzar en la digitalización de las redes y en la implementación de tecnologías como la medición inteligente, que permitan una mayor flexibilidad y eficiencia en el consumo y la gestión de la energía”, agregó.

Bajo esta premisa, señaló que la adecuación de la regulación es un paso crucial en este proceso de transición: “Es fundamental revisar y actualizar la regulación del sector eléctrico, que en Argentina lleva más de 30 años vigente. Es necesario adaptarla a los nuevos paradigmas y necesidades del mercado, asegurando que las tarifas respondan a las demandas de la sociedad y promoviendo las inversiones necesarias para impulsar la transición energética”.

En este contexto, ADEERA aboga por un enfoque más integral en la fijación de tarifas, que no se base únicamente en reducir los costos, sino en garantizar la sostenibilidad del sistema eléctrico y promover la adopción de tecnologías más limpias y eficientes.

“Hay que plantear las mejores inversiones para motivar a la transición energética. El avance de la tecnología nos va a permitir invertir en negocios que hoy no imaginamos. La regulación debe acompañar ese movimiento para poder ampliar nuestras capacidades de energía”, concluyó.

La entrada ADEERA llamó a adecuar la regulación a los nuevos paradigmas de transición energética se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

DREX busca desplegar 93 MW solares a través de project finance en Ecuador al 2030

Aunque en Ecuador la matriz energética es liderada históricamente por la energía hidroeléctrica, los efectos del cambio climático han provocado problemas de estiaje que complican estas tecnologías.

Ante esta situación, la tecnología fotovoltaica se presenta como la principal aliada para obtener generación segura y libre de emisiones de carbono. 

Bajo esta premisa, Drex, firma especializada en financiamiento sostenible, proyecta planes ambiciosos de cara al futuro. 

En conversaciones con Energía Estratégica, Joselyne del Rosario, CEO de Drex revela que la compañía, cuyo core business es estructurar project finance para desarrollos solares, busca desplegar un total de 93 MW de plantas solares en Ecuador para el año 2030. Esta visión incluye un enfoque específico en sectores clave, como el camaronero y agrícola.

Y agrega: «Nuestro core business es estructurar project finance para proyectos solares que van desde los 2 MW en adelante. Cuando se trata del sector de consumo conectado a la red no optamos por almacenamiento. Sin embargo, si financiamos baterías a clientes aislados de la red«, destaca.

En efecto, uno de los enfoques particulares de Drex es apoyar al sector camaronero, donde la dependencia del diésel aún prevalece en aproximadamente el 80% de las operaciones. Del Rosario explicó que están ayudando a estas empresas a generar energía limpia mediante sistemas de almacenamiento. 

“Se prevé una demanda de alrededor de 300 MW de energía solar para cumplir con las necesidades del sector camaronero aislado de la red. Por ello, Drex se compromete a estructurar financiamientos que permitan a estas empresas acceder a infraestructuras de energía limpia sin tener que realizar grandes inversiones directas”, señala.

La ejecutiva explica en detalles en qué consiste su modelo de negocio: “El project finance, implica la creación de empresas separadas para transferir la propiedad de la infraestructura solar. Estas empresas separadas obtienen la deuda o el capital necesario para construir los proyectos, venden la energía a los consumidores finales y gestionan los pagos y retornos para los proveedores de capital”.

Para potenciar esta metodología, la compañía también está desarrollando una plataforma que simplifica el proceso de estructuración de project finance para plantas solares, brindando soluciones más eficientes y accesibles.

A su vez, la especialista reveló que Drex también facilita la emisión y venta de certificados de energías renovables: “La empresa está explorando Certificados de Energías Renovables Internacionales (IRECs) como un incentivo económico para mejorar la viabilidad financiera de las plantas solares”.

“Si bien es un mercado que recién está iniciando en Ecuador, el paso a paso de cómo generar estos certificados ya está bastante estandarizado. Con el tiempo la demanda irá creciendo y se incrementará la participación de Ecuador en el mercado internacional”, afirma.

Cambios en el marco regulatorio

Para potenciar aún más la actividad fotovoltaica en el país, Del Rosario destaca la necesidad de aumentar el límite de capacidad para la generación distribuida, especialmente para el sector industrial.

 Recientemente establecido en 2 MW,  la experta sugiere que este límite debería ser elevado a 10 MW para satisfacer las necesidades de empresas más grandes y abordar una proporción significativa del consumo total de energía del sector comercial e industrial.

Y justifica: “Aunque haber pasado de 1 MW a 2 MW ya es un paso importante, la necesidad del sector en autoconsumo es mucho mayor. Para compañías de grandes dimensiones el límite actual significa que solo se puede cubrir del 15 al 20% del consumo de energía total del sector comercial e industrial”.

La entrada DREX busca desplegar 93 MW solares a través de project finance en Ecuador al 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Santa Fe busca lanzar licitaciones de abastecimiento solares e híbridas con almacenamiento

En la feria Future Energy Summit (FES) Argentina más de 400 ejecutivos, inversionistas, líderes y funcionarios de altos cargos del sector energético de la región debatieron sobre las principales tendencias de las energías renovables y el rol que el Estado debe tomar como regulador para acompañar esa transición.

Una de ellas fue Verónica Geese, Secretaría de Energía de la Provincia de Santa Fe, quien recientemente confirmó el lanzamiento de una nueva licitación Generfe.

La convocatoria está prevista para antes de mitad de año y la misma consistirá en la construcción de 30 MW solares más y una para la modernización del parque fotovoltaico San Lorenzo (1 MWp de capacidad), siguiendo la línea de lo hecho en 2022, cuando el anterior gobierno licitó 20 MW solares repartidos en 4 parques de 5 MW cada una. 

Además, Geese reconoció que se piensa comercializar esta energía, hacer una especie de Mercado a Término (MATER) provincial o regional con las provincias del Centro, y tomar la posibilidad de comercializar los derechos de emisión de la energía que proyecten.

 

En efecto, durante el evento, la secretaría de energía santafesina habló al respecto: “Las condiciones macroeconómicas han impedido que las redes de transporte se desarrollen lo suficiente y nos ha sumado problemas como la imposibilidad de agregar valor a producción por mala calidad de servicio. Por ello, decidimos encarar esos problemas con la adopción de las energías renovables y parques fotovoltaicos”.

Y agregó: “Como próximos pasos vamos a lanzar licitaciones de abastecimiento nuevamente, algunas solamente solar y otras fotovoltaicas con almacenamiento. Lo iremos diagramando para encontrar el mejor momento para presentarlas. También estamos evaluando con los actores de la provincia otros modelos de licitación como un RenMDI local”.

Según la funcionaria, Santa Fe tiene mucha capacidad de energía para encarar estos procesos cuyo objetivo es dar soluciones técnicas que mejoren la calidad del servicio y el acceso a la capacidad de producción del territorio, sin que esto implique un aumento en los costos para el usuario. 

“La potencialidad que tiene Santa Fe es importantísima. Las renovables vinieron a romper el paradigma de las empresas monopólicas y oligopólicas de mundos cerrados, poco transparentes y pequeños. Es reconfortante ver cómo crecen las renovables y cambia ese paradigma. Cada vez somos más jugadores y cada vez estamos más cerca del usuario final”, insistió.

En línea con esa vocación por diversificar la matriz hacia fuentes limpias, tomó como caso de éxito el primer Programa Prosumidores de Generación Distribuida en toda la Argentina, lanzado en 2016 en Santa Fe.

De acuerdo a la especialista, con el correr de los años ese programa fue evolucionando y hoy se han consolidado como la provincia con más prosumidores en ese segmento. 

A su vez, ratificó el gran rol que tiene el Estado de compatibilizar un entorno cambiante con infraestructuras que se deben aprovechar y mejorar para el beneficio real del usuario que es el fin de toda política pública.

“Aunque sabemos que los retos son cambiantes y que la macroeconomía es poco certera, nos sentimos muy preparados por lo que se viene por la vasta experiencia que tenemos. Las distribuidoras provinciales estarán más que nunca bajó la mirada pública lo cual es un desafío importante”. 

“Después de EDENOR y EDESUR, la empresa provincial de energía es la utility más grande del país. Tenemos un millón 350 mil usuarios. Terminamos siendo el 10% de casi todos los consumos energéticos del país. Es una oportunidad para ser un gran jugador en el mundo de la energía”, concluyó. 

 

La entrada Santa Fe busca lanzar licitaciones de abastecimiento solares e híbridas con almacenamiento se publicó primero en Energía Estratégica.