Gas natural entregado según distribuidora
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Informacion y analisis del mercado energetico por especialistas.
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El Centro de Exportación e Inversión de República Dominicana (Prodominicana) tuvo una participación destacada en el megaevento Future Energy Summit Central America & the Caribbean.
Allí, Biviana Riveiro, Directora Ejecutiva de ProDominicana, participó del panel denominado “La apuesta renovable de República Dominicana: Visión de Actores Clave”.
“Las renovables han representado señores un salto cuántico en la matriz de inversión del país”, introdujo Biviana Riveiro a un auditorio de más de 500 profesionales del sector energético.
Según explicó hace menos de 10 años, en 2015/2016, la inversión en el sector de la energía era negativa, pero en 2023 los números no solo fueron favorables sino que se alcanzaron cifras récord.
“Lo que nunca había pasado en la historia es que tuvimos 1025 millones de dólares; es decir que un 23% de todos los flujos de inversión que entraron al país fueron por concepto de energía, particularmente concentrada en la inversión en proyectos de energías renovables”, aseguró.
Y explicó: “Nuestra apuesta como país sin lugar a dudas es hacia las energías renovables. Logramos el año pasado romper nuestro récord histórico en captación de inversión extranjera directa. En el 2023, alcanzamos la cifra de 4381 millones de dólares, esto representa 45 % más que en el año 2019, que era una cifra anhelada por décadas.
Pero cuando hablamos de flujo de inversión ahí no estamos contando los flujos que vienen por financiamiento sino el flujo de inyección de capitales que viene directamente desde cuentas extranjeras; o sea que, esos 1025 millones de dólares que se invirtieron en energía en el año 2023 casi equiparó, según las cifras preliminares del Banco Central, al sector que de manera consistente había recibido esa cantidad de flujos que es el turismo”.
Durante su disertación en el panel inaugural de la segunda jornada del megaevento de Future Energy Summit (FES), la referente de Prodominicana reconoció que desde sus inicios detectó a las renovables como un sector sumamente estratégico y de interés para invertir.
“Cuando hablamos de la inversión y qué está pasando en el país, nos hemos dado cuenta de que uno de los sectores que, aparte de ser estratégico es el que más atención ha tenido a nivel de las misiones que hemos recibido y a la que hemos asistido en el país, es justamente el sector de las energías limpias particularmente de las posibilidades que hay en el país con las energías renovables”, comentó.
En la actualidad, identificó 16 proyectos renovables en proceso que confió que llevarán a que República Dominicana alcance un 25% de participación de energías renovables en la matriz de generación como se proponen por ley.
Así mismo, indicó que para continuar creciendo la eólica y solar se posicionan como claves para el despliegue de nuevos proyectos renovables. Por lo que exhortó a continuar impulsando esas tecnologías.
“República Dominicana tiene estabilidad social, política y económica. Estamos mandando a los mercados internacionales señales concretas pero sin lugar a dudas nuestra apuesta es hacia esas energías renovables. En hidroeléctrica quizás tenemos unos topes y unas restricciones pero en energía solar y en energía eólica todavía tenemos mucho espacio”, sostuvo.
Y concluyó: “Podemos seguir acelerando el cumplimiento de las metas. Ya tenemos el proceso de permisología, también incorporamos la ventanilla única de inversión donde todas las instituciones confluyen para ver los procesos”.
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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile publicó las bases de la licitación pública internacional para la construcción y ejecución de 43 proyectos de ampliación del sistema de transmisión eléctrica del país.
Las obras están incluidas en los Decretos Exentos Nº4 del 2024, N°200 del 2022 y N°185 del 2021, todos aprobados por el Ministerio de Energía, de los cuales estos dos últimos se deben relicitar debido a que los adjudicatarios incumplieron las obligaciones establecidas en el proceso anterior a pesar que en aquel entonces hubo siete empresas interesadas (ver nota)
Los proyectos a subastar se dividen en 13 grupos de obras de ampliación, que suman un valor de inversión referencial de USD 161.714.086, con la particularidad de que para los grupos N°2 y N°7 solo se podrá presentar ofertas de forma conjunta; en tanto para el resto de los grupos podrán presentar propuestas para todas las obras incluidas en éstos de forma conjunta o individualmente.
Además, los plazos de ejecución oscilan entre los 18 y 60 meses, siendo el tendido segundo circuito línea 2×500 kV Ancoa-Charrúa la obra que más tiempo y dinero demandará para realizarse, puntualmente USD 60.262.768, lo que representa más de un tercio de toda la convocatoria.
Mientras que la mayoría del resto de la infraestructura a licitar corresponde a la expansión de distintas subestaciones del Sistema Eléctrico Nacional de Chile (SEN) -Ver documento al pie de página-
Las bases ya están disponibles en el sitio web del Coordinador Eléctrico Nacional (clic aquí) y el período de consultas de los participantes estará abierto hasta el jueves 6 de junio del corriente año; aunque cabe aclarar que el CEN podrá modificar las bases si así lo requiera hasta el jueves 25 de julio.
Las ofertas se podrán presentar desde el lunes 2 hasta el miércoles 4 de septiembre (9 a 12:30 horas y 14:30 a 16 hs) y la apertura de propuestas administrativas y técnicas se realizará un día más tarde, es decir el 5 de septiembre, las cuales serán evaluadas por la autoridad.
Aquellas iniciativas que cumplan con los requisitos y la completa presentación de la información, avanzarán en el proceso licitatorio y recién se conocerán las ofertas económicas el jueves 14 de noviembre. En tanto que la adjudicación se realizará el día 22 de dicho mes.
Y cabe mencionar que cada propuesta de esta convocatoria tendrá una validez que deberá extenderse, por lo menos, 300 días hábiles a contar de la fecha de cierre del período de recepción de propuestas.
A continuación, todas las obras de la licitación:
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El mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina reunió a las principales caras de la industria de las renovables de Latinoamérica y a lo largo de la jornada uno de los puntos de debate estuvo centrado en los aspectos clave para el desarrollo de la energía eólica en Argentina.
Telener360, empresa que brinda soluciones de ingeniería en el ámbito de las renovables, comunicaciones y estructuras de soporte, dijo presente en tercer panel de debate de la jornada a través de su country manager Argentina, Máximo Iaconis, quien dio a conocer los próximos pasos de la compañía en la región.
“Como grupo tenemos de 30 a 35 instalaciones de torres meteorológicas en toda América y apostamos que en Argentina aumente el 50% de ese valor. Es una apuesta grande y tenemos muchas expectativas para seguir creciendo”, afirmó.
¿De qué manera? Telener360 busca complementar la torre meteorológica con un sistema LIDAR a (Light Detection And Ranging), llegando a medir hasta 210 metros de altura, sumado a que trabajan en el desarrollo de una torre marina, siguiendo el camino de la innovación dentro del sector energético.
Un sistema LIDAR funciona según el principio del radar pero con la luz de un láser y permite la instalación tanto en la costa, donde puede medir cerca de 10 kilómetros de distancia desde la costa al mar con buena disponibilidad y precisión de datos, como también en una mini plataforma flotante que se ancla al suelo del mar en aguas no tan profundas, ya que es un equipo robusto preparado para esas condiciones.
“Trabajamos en torres que se pueden izar desde el suelo, acompañados con tecnología LIDAR, que permite ahorrar costos en la torre y reducir los tiempos de instalación. A tal punto que hablamos de disminuir el tiempo de dos meses a diez días”, señaló el country manager de la empresa que nació en México en 2015 y que en 2017 comenzó la expansión en América.
“Por otro lado, además de ahorrar energía, la implementación de la tecnología LIDAR en conjunto de las torres permite que si un sitio no funcionó, desmontar la torre y colocarla en otro lado. Y en Chile vemos muchísimo eso, pero para eso es importante una torre de buena calidad que permita durar 10 o 15 años”, agregó durante la cumbre organizada por Future Energy Summit..
Desafíos y oportunidades en Argentina
Máximo Iaconis también se tomó el tiempo de analizar los retos y el papel que podrían tener las energías renovables dentro de la administración de Argentina, considerando que hoy en día hay 5.940 MW de potencia instalada (sin contar las hidroeléctricas mayores a 50 MW de capacidad) que cubren cerca del 14% de la demanda de energía eléctrica a nivel nacional.
A tal punto que el especialista aludió a la importancia de consensuar entre todas las partes para avanzar en el camino de la transición energética y remarcó que “las renovables deben ser una política de estado, independiente del gobierno que esté”.
“Significa hacer algún acuerdo entre todos los partidos políticos para que estos temas tengan un crecimiento sostenible, se formen nuevas cadenas de suministro y que los proveedores puedan tener una previsibilidad sobre el crecimiento del mercado”, subrayó.
“El gobierno de Argentina debe apoyarse en el sector privado, que tiene la experiencia en el desarrollo de parques eólicos. Hay que corregir algunas cuestiones y confiar en la industria privada para generar ahorro de dinero”, añadió.
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El éxito de la Licitación Abierta PEG-4-2022 marcó un antes y un después para la contratación en el sector eléctrico de Centroamérica. Tras cerca de diez años sin procesos abiertos e internacionales a largo plazo en la región, los récords en precios y cantidad de oferentes (ver más) fueron un hito atractivo de querer replicar.
Tal es así que al menos tres países centroamericanos anunciaron que este año impulsarían convocatorias de envergadura tomando lecciones aprendidas de la PEG-4 y ajustándose a requerimientos de cada mercado.
Panamá ya lanzó la propia para 500 MW exclusivamente renovables, Guatemala podría repetir la experiencia mediante una PEG-5 de unos 1300 MW promoviendo mix energéticos y Honduras se sumaría con 1500 MW hacia finales de año, discriminando por un lado térmicas y por otro renovables.
Estos procesos tendrán un gran punto en común y será el uso de un software de optimización de compra de energía y potencia desarrollado por Quantum America denominado OPTIME y que tuvo un rol importante en la PEG-4.
Para ampliar el análisis sobre los avances en el mecanismo de elección de las ofertas más competitivas, Energía Estratégica, solicitó el testimonio exclusivo de Julián Nobrega, gerente de proyectos de Quantum America:
¿Cuál es el balance que realiza de las ofertas adjudicadas en la Licitación PEG-4 de Guatemala?
Considero que la PEG 4 ha sido un éxito notable gracias al esfuerzo continuo y coordinado de las autoridades guatemaltecas, a quienes, como empresa consultora, hemos tenido el privilegio de contribuir desde las etapas iniciales de la reestructuración. Después de aproximadamente 15 años, podemos ver los resultados tangibles de este esfuerzo conjunto.
La PEG 4 tenía como objetivo contratar 235MW, pero recibió ofertas por 1142MW, lo que anticipaba una competencia intensa y la posibilidad de obtener precios de adjudicación favorables. 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. Este logro no solo aseguró la adjudicación de los 235MW de la PEG 4, sino que también sentó las bases de confiabilidad y transparencia necesarias para el éxito de la PEG 5, que se espera tenga una capacidad significativamente mayor.
Este resultado refleja no solo la eficacia del proceso de subasta, sino también el compromiso de todas las partes involucradas en garantizar un sector energético robusto y competitivo en Guatemala.
¿Qué aspectos han tenido que reforzar para optimizar el mecanismo de subasta inversa de licitaciones en la región?
El mecanismo de subastas desarrollado en la región tiene sus raíces en Guatemala, donde surgió hace varios años y ha ido evolucionando y perfeccionándose con el tiempo. Esto ha permitido su aplicación exitosa en países como Panamá y próximamente en Honduras, aprovechando los resultados y aprendizajes obtenidos en Guatemala. Cada nueva licitación incorpora cambios o mejoras basados en las experiencias previas, a menudo por recomendaciones nuestra o por solicitudes de la junta de licitación.
Un ejemplo destacado de este proceso de mejora fue en la PEG 4, donde se incorporaron ofertas con múltiples tecnologías (térmicas y renovables) y un mecanismo de aceleración para evitar que la subasta entre en un bucle donde los oferentes no sigan compitiendo.
En el caso de Honduras, se esta adaptando el mecanismo para contemplar las restricciones de transporte del país, asignando al modelo de selección, cupos de capacidades por zonas y nodos.
¿Qué principales recomendaciones suelen realizar a las Juntas de Licitación para asegurar una convocatoria transparente y competitiva?
La prioridad siempre ha sido promover la competencia entre múltiples tecnologías y garantizar la transparencia en el proceso de subastas de energía. Esto crea un ambiente de confianza entre los oferentes al nivelar las condiciones de participación, permitiendo que el modelo de optimización elija de manera libre y eficiente entre las diferentes tecnologías y variables para minimizar el costo de compra de energía.
Este enfoque se logra mediante un proceso transparente y un modelo que considera la diversidad de variables necesarias para el abastecimiento de un perfil de energía y potencia adecuado. La realización de subastas abiertas de múltiples tecnologías elimina la necesidad de que un planificador centralizado determine cuánto contratar de cada tipo de generación. En lugar de eso, el mercado y los precios son los que determinan el mix óptimo de contratación, teniendo en cuenta los beneficios y perjuicios de cada tecnología, y permitiendo una toma de decisiones más transparente y eficiente.
¿Con qué retos se han topado con los oferentes en etapas previas al día de la compulsa?
El principal desafío para los oferentes radica en comprender a fondo el funcionamiento del modelo de subastas. Esto es crucial para que puedan realizar ofertas efectivas y aumentar su competitividad, especialmente aquellos que participan por primera vez y no tienen experiencia previa en este tipo de procesos. A medida que el proceso se vuelve más eficiente y se busca optimizarlo aún más, surge la necesidad de un entendimiento detallado y un estudio exhaustivo de la metodología utilizada.
¿Están en conversaciones para realizar nuevas convocatorias en la región? ¿Cuáles?
Actualmente, estamos involucrados en licitaciones de Guatemala, Panamá y Honduras. En Guatemala, estamos enfocados en las subastas de corto plazo recientemente anunciadas. Aunque la demanda es limitada, los plazos son ajustados, lo que nos desafía a trabajar con eficiencia.
En cuanto a la PEG 5 en Guatemala, hemos mantenido conversaciones preliminares con las autoridades, aunque aún no se han establecido fechas concretas para su desarrollo.
En Panamá, hemos sido contratados para colaborar en la subasta de largo plazo de 500MW y estamos colaborando a ETESA en la estructuración general del proceso.
Por último, en Honduras se espera que la subasta se lleve a cabo este mismo año. Estamos trabajando en conjunto con ENEE y CREE en la elaboración de las bases de licitación para esta subasta que será de 1500MW de rondas sucesivas
Quantum America continuamente ofrece capacitaciones para una mayor profesionalización y entendimiento general sobre este y otros aspectos del sector eléctrico. Tal es el caso de su próximo Seminario Internacional: Regulación de Servicios Públicos y Cálculo de Tarifas que se llevará a cabo del 29 de abril al 3 de mayo del corriente año en la ciudad de Bariloche, Argentina. Todos los interesados en obtener a más información sobre este tipo de ofertas para el mercado, pueden acceder a la web oficial https://quantumamerica.com/
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Anabática Renovables, empresa de servicios de asesoría técnica para empresas desarrolladoras de proyectos eólicos, solares y almacenamiento presente en el mercado desde el 2013, asistió al mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina y su gerente técnico, Marco Zazzini, brindó una entrevista exclusiva para Energía Estratégica sobre las diferencias experiencias y buenas prácticas replicables en ambos países.
“Optimizar los proyectos es todo un desafío y eso comienza a suceder en la madurez de todos los mercados. Argentina siempre estuvo sobrada de recursos, pero a partir de ahora se mirarán más los sitios que no son tan buenos en cuanto a factor de carga”, destacó.
“Igualmente eso significa expandir el alcance geográfico de las renovables, creemos que es el camino y tenemos experiencia para replicarlo”, agregó Zazzini en el marco del evento que reunió a más de 500 líderes y referentes de la industria de las energías renovables de la región.
Ante ello, surgieron las grandes preguntas de cómo se puede optimizar el diseño y desarrollo dentro de aspectos técnicos en Argentina. A lo que el gerente técnico de Anabática Renovables explicó que la manera de encarar los proyectos es visibilizando todos los posibles impactos que habrá dentro de las optimizaciones y todas aquellas variables que se encuentran alrededor del emprendimiento en el que se pretende avanzar.
“A veces se da por sentado que hay factores que no afectarán o que no son problema, pero que deben ser bien visibilizados porque pueden representar un impacto gigante en el modelo económico – financiero que se verá en el cuarto o quinto año de desarrollo, cuando es mejor observarlos desde una etapa temprana y corregirlo”, subrayó Marco Zazzini.
“Por ende nuestra visión es tratar de ayudar a los mercados que entran en una etapa de madurez, a evitar que cometan esos errores y dificultades, ya que desde Anabática buscamos hasta lo último para que el proyecto alcance viabilidad técnica en conjunto con la financiera”, añadió.
Una de las principales cuestiones en las que avanzó Chile y que Argentina aún se encuentra relegada es la regulación del almacenamiento de energía y la concreción de proyectos de esa índole.
A tal punto que Chile cuenta con su propia ley específica al respecto, suma 277 MW de storage en operación y casi 1000 MW de capacidad en sistemas de baterías declarados en construcción y el Poder Ejecutivo impulsa el proyecto de ley de transición energética que abriría las puertas a una mega licitación de almacenamiento hacia el 2026.
Mientras que del lado argentino se adjudicaron los primeros cuatro parques renovables híbridos (generación + storage) para el Mercado Eléctrico Mayorista en la licitación RenMDI de junio 2023, que corresponden a poco más 15 MW de potencia de convertidores conectados a 46 MWh de almacenamiento en sistemas de baterías.
A lo que se debe añadir que recientemente cerró la convocatoria “AlmaMDI” para presentar manifestaciones de interés para incorporar, gestionar y financiar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica. Pero ello no significa que se le dé continuidad en una licitación como sí sucedió con otras MDI.
De todos modos, Zazzini destacó que las realidades de ambos países son diferentes, principalmente por los elevados vertimientos renovables en Chile, pero que dicho país puede ser punta de lanza y que resultaría una buena oportunidad tomar su curva de aprendizaje en la materia, a pesar que aún resta saber cómo se monetizará la potencia y cómo evolucionará la vorágine de ese tipo de proyectos.
“Desde Anabática vemos que todos los proyectos llevan almacenamiento y se aprende del lado técnico, financiero, cómo bajan los costos, cuáles son las dificultades y nuevas tecnologías que se implementan. Y a la hora de desarrollar un proyecto de manera temprana, aprovecharlo y tener esos sistemas desde el scope de trabajo”, afirmó en diálogo con Energía Estratégica.
“Argentina está en otra parada y no necesariamente deba seguir el mismo camino ya que existen otras cuestiones antes del almacenamiento. Es decir, quizás no se llegue a la necesidad de trabajar el storage con urgencia, sino hacerlo paulatinamente para tenerlo bien implementado cuando llegue el momento. Pero por como bajan los precios, el almacenamiento será una opción muy atractiva para tener disponibilidad de potencia y energía por las noches”, concluyó.
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La energía del futuro está tomando forma en Colombia a la espera del tercer Congreso Internacional de Hidrógeno, organizado por la Asociación Hidrógeno Colombia en colaboración con el Consejo Mundial de Energía.
Bajo el lema «Del sueño a la realidad», este evento se llevará a cabo del 9 al 11 de abril en el prestigioso Hotel Grand Hyatt de la ciudad de Bogotá, prometiendo ser un punto de encuentro crucial para el desarrollo de este vector energético.
Con la participación de reguladores, académicos y destacados actores del sector privado, esta tercera edición del congreso se presenta como una plataforma única para el intercambio de ideas, experiencias y soluciones que impulsen la adopción del hidrógeno como fuente energética clave.
En conversaciones con Energía Estratégica, Mónica Gasca, presidenta de la Asociación Colombiana de Hidrógeno (H2 Colombia), comparte más detalles sobre la cumbre: «Este evento ha crecido significativamente. Estamos esperando la asistencia de 700 personas, con un programa de 3 días a nivel regional e internacional».
Gasca destaca la importancia del primer día del evento, dedicado especialmente a Colombia, donde se presentarán estudios complementarios a la hoja de ruta y se trabajará en colaboración con los gremios y entidades colombianas.
«Analizaremos la coyuntura de los países que más están apostando por el hidrógeno, con paneles enfocados en infraestructura y finanzas. Además, el último día nos centraremos en proyectos y regulaciones para garantizar su eficiencia y la armonía en el mundo», añade.
De esta forma, asegura que el congreso se ha consolidado como un punto de encuentro para empresas interesadas en invertir en proyectos regionales, así como para académicos y la industria eléctrica que ven en el hidrógeno una vía de transición energética.
Durante el evento, se promocionará el H2 TOUR Colombia, un espacio que busca analizar y proponer soluciones para la materialización de la industria del hidrógeno y sus derivados en el país. «Este tour se basa en reuniones abiertas con todos los agentes para analizar las tres regiones más atractivas para invertir en hidrógeno: Caribe, Andina y Pacífica«, explica Gasca.
Cabe destacar que por su arduo trabajo, la Asociación Colombiana de Hidrógeno fue designada como presidente de la Asociación Regional de Hidrógeno, lo que les permite reunirse con todas los demás países de Latinoamérica para discutir tendencias, desafíos y oportunidades en este campo.
Tras destacar el papel fundamental de estos encuentros para impulsar el desarrollo del hidrógeno verde en Colombia y en toda la región latinoamericana, Gasca concluye: «Las asociaciones son promotoras de conocimiento e información. Estamos comprometidos en cada uno de los países y extendemos la invitación a todos a participar en esta feria».
Para aquellos interesados en asistir al evento, inscribirse a través del siguiente link.
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El pasado 23 de marzo, el Parque Solar El Paso de Enel Green Power, línea de negocio de Enel Colombia, declaró el inicio de su operación comercial, aportando 67,92 MW de capacidad efectiva neta al sistema eléctrico del país, contribuyendo así con la diversificación y confiabilidad de la matriz energética.
El proyecto, que ahora cuenta una capacidad total instalada de 99,5 MWdc, inicialmente fue construido en 2018 con una capacidad de 86,2 MWdc y en 2023 tuvo una ampliación de 13,3 MWdc, con la finalidad de superar las pruebas regulatorias y aprobar su curva de carga asociada.
La planta, pionera en Colombia al convertirse en 2018 (año de su energización) en la primera de tecnología solar a gran escala, y que a la fecha ya ha entregado más de 724 GWh al Sistema Interconectado Nacional lo cual representa un 24% del total de la generación solar del sistema, culminó en 2023 su proceso de ampliación para alcanzar la Capacidad Efectiva Neta -CEN- comprometida en las Obligaciones de Energía Firme -OEF- adjudicadas en la subasta de cargo por confiabilidad realizada por la CREG en 2019. Así mismo, completó la etapa de pruebas regulatorias necesarias para entrar en operación comercial.
Este parque solar, ubicado en el municipio El Paso en el Cesar, cuenta con 274.320 paneles distribuidos en 240 hectáreas y genera cerca de 203,5 GWh/año, energía capaz de abastecer las necesidades de alrededor de 290 mil personas. Cabe resaltar que, durante el periodo de desarrollo de las obras constructivas para esta extensión, la Compañía generó cerca de 500 empleos en la región.
El proyecto, sumado al Parque Solar La Loma (Capacidad total instalada de 187 MWdc), recientemente inaugurado, posiciona al Cesar, como uno de los departamentos líderes en generación de energía solar, y adicionalmente, representa un hito relevante en medio de la situación retadora que enfrenta el país, con el descenso de los niveles de los embalses, a propósito del Fenómeno de El Niño.
La entrada Enel Colombia inició la operación comercial del parque solar «El Paso» se publicó primero en Energía Estratégica.
Junto a distintas instituciones y gremios, la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (ACENOR A.G.) fue invitada a formar parte del Comité de Expertos del estudio «Integración de Flexibilidad desde la Demanda en el Sistema Eléctrico Chileno para visibilizar la Carbono Neutralidad del sector energético».
Este estudio técnico, impulsado por el Ministerio de Energía Chile y ejecutado por el Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI) y el Imperial College London, tiene como objetivo cuantificar mediante un modelo sistémico y holístico el valor económico que la flexibilidad puede significar en cuanto a disminuir los costos de descarbonizar la matriz eléctrica chilena.
Las principales funciones del comité de expertos, cuyo trabajo se extenderá hasta septiembre de 2024, serán colaborar en la definición de los escenarios de interés que permitan realizar un análisis costo-beneficio de la flexibilidad de la demanda para el sistema en el contexto de la descarbonización; proveer datos y supuestos relevantes para la realidad chilena que alimenten el modelo; profundizar en la implementación del modelo a utilizar y analizar los resultados obtenidos.
En marzo se realizó la primera reunión del comité y Rodrigo Moreno, jefe del proyecto, presentó la metodología del estudio en el Seminario «10 años de Generación Distribuida», realizado en el Auditorio Enrique D’Etigny de la Universidad de Chile.
«Chile busca una transición energética justa, desconectando gradualmente centrales eléctricas a carbón. Hasta este punto no se ha prestado suficiente atención al usuario final del sistema y al entorno de distribución, más que como una demanda pasiva en continuo crecimiento. La evidencia internacional destaca la necesidad de incorporar flexibilidad a lo largo de la cadena de valor, especialmente en el segmento del usuario final y la distribución energética eléctrica”, detalló Rodrigo Moreno.
La entrada ACENOR forma parte de comité de expertos para estudio sobre flexibilidad desde la demanda se publicó primero en Energía Estratégica.
A partir del acuerdo con Mansfield Minera S.A., Secco desarrollará un proyecto de vanguardia que convertirá en híbrida la actual central de generación eléctrica de Mina Lindero, ubicada a 420 kilómetros de la ciudad de Salta. Se trata del primer proyecto híbrido en la puna salteña, que brinda una solución confiable y eficiente a través de la generación de energías limpias. La Secretaría de Minería y Energía, mediante Resolución 10/23 aprobó el documento ambiental y social más importante: el Informe de Impacto Ambiental, autorizando así la construcción.
El parque solar contará con una potencia total de 6.55 MWp y un sistema de almacenamiento de energía por baterías de Litio-Ion con una potencia de 11,7MWh, aptas para funcionar a una altura de 3.800 msnm.
De este modo, el sistema fotovoltaico brindará energía al sistema aislado del proyecto minero durante el día, almacenando los excedentes en las baterías con el fin de generar una reserva que permita utilizarla cuando la demanda del proceso lo requiera, optimizando el aprovechamiento de la energía renovable y brindando confiabilidad al sistema.
Mediante estos desarrollos tecnológicos, se incorporará energía renovable a la central térmica con la que hasta el momento se abastecía el total de la energía requerida por Mansfield, con el fin de disminuir radicalmente sus emisiones de CO2.
Secco es una empresa argentina con más de 80 años de experiencia en la industria, operando tanto a nivel nacional como internacional, con más de 1.500 MW de generación de energía y 225.000 HP en compresión de gas, instalados en 200 plantas y centrales.
“A través de los servicios que brinda en cada rincón del país con más de 2.000 colaboradores, apuesta a la generación de energía sustentable trabajando con la última tecnología en proyectos solares, híbridos, de cogeneración y de aprovechamiento de biogás de diferentes orígenes (relleno sanitario, aguas servidas o desecho de animales)”, remarcaron desde la compañía.
También han sido pioneros en soluciones con almacenamiento de energía, siempre con el fin de ofrecer respuestas a medida de cada cliente.
Por su parte, Mansfield minera S.A. (subsidiaria de la canadiense FORTUNA SILVER MINES INC.), que se dedica a la exploración y desarrollo de proyectos mineros en la Provincia de Salta hace más de 25 años reafirma su compromiso de crecimiento sostenido a través de esta nueva alianza estratégica con Secco, empresa líder en generación eléctrica que se especializa en suministro y provisión de energía eléctrica en proyectos mineros, entre otros.
El proyecto actual representa otro importante aporte hacia la minería sostenible, contribuye al desarrollo sustentable de las comunidades y áreas cercanas a la operación de Mina Lindero, fomentando la protección y cuidado del medio ambiente.
, Redaccion EconoJournal
Los presidentes de las tres cámaras mineras que nuclean a las empresas de exploración y operación de litio, oro, plata, cobre y demás minerales – la Cámara de la Minería de Salta, la Cámara Minera de Catamarca, y la Cámara Minera de Jujuy – celebraron este martes su primera reunión en conjunto para construir una agenda de trabajo integral para el desarrollo minero sostenible de la región.
El encuentro tuvo por objetivo la articulación entre las cámaras mineras, con un enfoque claro en el trabajo integral y el establecimiento de una estrategia común que impulse las mejores propuestas en términos de regulaciones provinciales, estandarización de normas y promoción de buenas prácticas para el desarrollo de la industria minera en el norte argentino, según precisaron.
Los participantes de esta reunión fueron Simón Pérez Alsina, presidente de la Cámara de la Minería de Salta y representante de Ganfeng Lithium; José Ignacio Costa, presidente de la Cámara Minera de Catamarca y representante de Arcadium Lithium (Minera del Altiplano); Carlos Carrillo, presidente de la Cámara Minera de Jujuy y también representante de Arcadium Lithium (Sales de Jujuy); Abás Tanus Mafud, director ejecutivo de la Cámara Minera de Catamarca; Marie-Pierre Lucesoli, gerente de la Cámara de la Minería de Salta; y Rubén Agüero, gerente de la Cámara Minera de Jujuy.
, Redaccion EconoJournal
El Directorio del Ente Regulador de Servicios Públicos emitió la Resolución N° 295/24 a los efectos de suspender por 120 días el periodo pendiente de actualización tarifaria sobre el servicio de energía eléctrica, para todos los usuarios de la provincia.
El organismo resolvió que la empresa EDESA deberá facturar el servicio conforme el cuadro vigente para el periodo febrero 2024, dejando sin efecto las actualizaciones del 11,84 % previstas para marzo y abril del corriente año.
La medida se determinó atento a la incertidumbre que genera el impacto de la política energética nacional respecto a la reducción de subsidios y a los precios de la generación y transporte de la energía, ya que, entre otros factores, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad no culminó el proceso de renegociación ordenado por el decreto N° 1020/20.
En este contexto, vale destacar que el Gobierno de la Provincia instruyó al Ente a continuar con las políticas de contención social en materia tarifaria al darle continuidad al régimen de Tarifa Diferencial por Zonas Cálidas, Tarifa Social y Subsidios a la indigencia.
Además, autoridades del Ente y el Poder Ejecutivo mantuvieron reuniones, atendieron consultas y recibieron sugerencias de sectores productivos, gastronómicos, hoteleros, comerciales e industriales que sirvieron para tomar medidas que intentan atenuar los impactos económicos en los usuarios comerciales.
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El último viernes, Energía Argentina suscribió los contratos con la empresa BTU para la construcción de los dos tramos pendientes del proyecto denominado Reversión del Gasoducto Norte.
Se trata de un tramo de 22 km del ducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, provincia de Córdoba. Para ellos se utilizarán caños de 36 pulgadas de diámetro, que vinculan el trazado Centro-Oeste con el Norte. El ducto contará con otros 100 km que ya están en ejecución.
La firma se efectuó en la sede de la compañía con la presencia de Juan Carlos Doncel Jones, presidente de Energía Argentina. Lo acompañaron Rigoberto Mejía Aravena, vicepresidente y Horacio Amartino, Director de la Unidad de Ejecución de Gasoductos. Por BTU participó su presidente, Carlos Mundín.
Cabe recordar que la contratista BTU deberá llevar adelante la construcción de dos ampliaciones (loops) al Gasoducto Norte, de 62 km de extensión, con cañerías de 30 pulgadas de diámetro, también en la provincia de Córdoba.
La Reversión del Gasoducto Norte se completa con el cambio del sentido de flujo de cuatro plantas compresoras, que se encuentran en proceso de licitación.
Este proyecto, cuya finalización está prevista para fines del invierno de este año. permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a hogares e industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales, especialmente la minería de litio.
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Mientras se llevan adelante las tareas de exploración sísmica sobre el bloque marino CAN 102, la Prefectura Naval Argentina realizó un operativo aéreo en el que reveló cómo se llevan adelante las actividades de exploración que se realizan en aguas ultraprofundas a 300 kilómetros de la costa de Mar del Plata.
El operativo se llevó a cabo un sobrevuelo en la zona de exploración sísmica que lleva adelante la empresa YPF, en el área Cuenca Austral Norte (CAN 102), constatándose el desplazamiento de buques de bandera argentina y de los países de Panamá y Bahamas, sin detectarse infracciones.
Cabe recordar que para el desarrollo de la exploración -a diferencia del anterior proyecto iniciado sobre los CAN 100, 108 y 114- se utilizó el buque Pxgeo 2, junto al de apoyo logístico Sunrise G., a pesar que los estudios de impacto ambiental habían sido realizados en base a las características del BGP Prospector y sus buques de apoyo Geo Service 1.
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En procura de acuerdos que le allanen el camino hacia la firma del denominado “Pacto de Mayo”, el gobierno nacional, a través del ministro del Interior, Guillermo Francos, se reunió en Salta con los diez gobernadores de las provincias del Norte Grande, quienes le plantearon una agenda de temas considerados claves para el desarrollo económico y social en la región y el país.
En la 19° Asamblea de Gobernadores del Consejo Regional del Norte Grande Argentino, Francos sostuvo que “Las provincias aquí presentes son uno de los ejes fundamentales sobre los cuales tiene que generarse el crecimiento del país. Por eso, estamos buscando los acuerdos finales sobre la Ley Bases (Ex Ley Omnibus que no avanzó en el Congreso, ahora reformulada), que abarca temas importantes vinculados a la producción, la desregulación de la actividad hidrocarburífera y minera, y la protección a inversiones extranjeras”.
El funcionario remarcó en declaraciones posteriores al encuentro con los gobernadores que “Si hay algo que tiene convencido al Gobierno nacional es devolverle a las provincias sus competencias y responsabilidades. Uno de los puntos del Pacto de Mayo es ése: cómo reformamos el régimen tributario en la Argentina para volverlo un régimen federal”, señaló.
La Asamblea reunió a los 10 mandatarios del NOA y NEA que integran dicho bloque: Raúl Jalil (Catamarca); Leandro Zdero (Chaco); Gustavo Valdés (Corrientes); Gildo Insfrán (Formosa); Carlos Sadir (Jujuy); Ricardo Quintela (La Rioja); Hugo Passalacqua (Misiones); Gustavo Sáenz (Salta); Gerardo Zamora (Santiago Del Estero); y Osvaldo Jaldo (Tucumán).
En la próxima semana Francos tiene previsto mantener reuniones similares con otros gobernadores. Procura respaldos a proyectos en materia impositiva en el actual contexto de ajuste fiscal, que los gobernadores piden revisar.
Un comunicado del Ministerio de Interior señaló que Francos sostuvo además que “Los argentinos estábamos acostumbrados a desarrollar nuestra economía en función de un gasto público descontrolado, que generó un déficit fiscal que solamente se podía enfrentar con deuda y emisión, lo que a su vez derivó en este proceso inflacionario. El déficit cero está para quedarse. Ordenar las cuentas públicas y dominar la inflación son tareas muy complejas, pero estamos avanzando”, subrayó.
Durante la jornada, añade el comunicado de la Casa Rosada, se describió que “los mandatarios incluyeron en el orden del día una serie de temas, como el Fondo Nacional de Incentivo Docente (FONID); subsidios al transporte y a la energía; situación de las obras públicas nacionales; corredores bioceánicos y proyectos de infraestructura; energía solar; reversión gasoducto Norte y gasoducto Norte-Norte y el programa Incluir Salud.
El gobierno de Javier Milei ha dejado de girar a las provincias los recursos del FONID, ha paralizado la construcción de obras públicas nacionales, y procura alentar inversiones privadas para la realización de obras de infraestructura, por caso en el sector energético y minero, a través de un régimen específico (RIGI) de incentivo para grandes inversiones, que varios gobernadores quieren revisar por sus alcances y efectos.
El gobernador salteño Gustavo Sáez destacó que en el encuentro “Tuvimos la posibilidad de transmitir las inquietudes y los problemas que tiene nuestra región. Hemos logrado en el Norte Grande dejar de lado las banderías políticas, las ideologías, y ponernos a trabajar por las necesidades de nuestros pueblos. Entendemos que desde el diálogo podemos resolver los problemas”, se esperanzó.
Por su parte, el gobernador y presidente pro témpore del Consejo Regional del Norte Grande Argentino, Gerardo Zamora, señaló: “Creemos en el diálogo, y este encuentro nos permitió explayarnos y pensar con esperanza cómo podemos superar todos juntos las dificultades que atravesamos”.
Del encuentro participaron además el secretario ejecutivo de Gobierno de la Jefatura de Gabinete, José Rolandi; el secretario de Interior de la Nación, Lisandro Catalán; el secretario de Provincias y Municipios de la Nación, Javier Milano; y el secretario de Hacienda, Carlos Guberman. También estuvieron el secretario general del Consejo Federal de Inversiones (CFI), Ignacio Lamothe y el administrador del ENOHSA, Bartolomé Heredia.
El Juzgado del distrito Sur de Nueva York, donde se tramita el juicio por YPF, falló a favor de los beneficiarios y aseguró que debe “corregir los incumplimientos” en los que recayó la Argentina.
“Este tribunal debe hacer cumplir las promesas [que realizó la Rep. Argentina al privatizar YPF] y corregir sus claros incumplimientos contractuales”, dice el fallo que publicó en su cuenta de “X” el especialista Sebastián Maril.
Los ganadores del juicio habían presentado su respuesta a la apelación de la Argentina y apelaron el fallo que liberó a la petrolera de cualquier responsabilidad de la expropiación por parte del Estado argentino.
“Siempre es apropiado exigir a las partes que cumplan promesas contractuales, pero cuando se trata de gobiernos extranjeros y mercados financieros internacionales, es absolutamente esencial”, señala el fallo divulgado.
“Las promesas de la República Argentina no fueron comentarios improvisados o acuerdos informales. Fueron compromisos inusuales, y excepcionalmente claros, necesarios para brindar tranquilidad a los posibles inversores y permitir que una nación extranjera con un pasado económico conflictivo acceda a los mercados financieros de los Estados Unidos y recaude miles de millones de dólares privatizando YPF”, señala en otra parte del fallo reproducido por Maril.
El escrito indica que “si esas promesas pueden ser ignoradas impunemente, los demandantes serán perjudicados a corto plazo, pero todos, tanto los inversores como los gobiernos extranjeros, perderán a largo plazo”.
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El principal empresario petrolero de la Argentina, Alejandro Bulgheroni, criticó la falta de apoyo del Congreso al gobierno de Javier Milei y advirtió que “si no se votan las leyes, no habrá una buena situación en el futuro”.
El presidente de Pan American Energy (PAE) brindó su apoyo a la gestión de presidente y cuestionó que el Congreso no acompañe las reformas que plantea el libertario.
“Si no se pueden votar las leyes que ayuden a hacer estos cambios, no va a haber una buena situación en el futuro”, advirtió.
El empresario habló en el foro IEFA Latam que se realiza en el hotel Four Seasons. Allí planteó que “se está llevando adelante muy rápido los cambios macroeconómicos, pero eso no va a ser tan directo y tan fácil”.
Durante una charla con la periodista Cristina Pérez, Bulgheroni destacó que Milei “está haciendo lo que se puede hacer” y recordó que cuando lo conoció, antes de que asumiera la presidencia, consideró que era una oportunidad para que la Argentina saliera adelante.
“Hoy está llevando adelante muchos cambios que creo que están en la buena dirección, pero creo que no está teniendo el apoyo del Congreso. Y si no se pueden votar las leyes que ayuden a hacer estos cambios, no va a haber una buena situación en el futuro”, detalló.
Al insistir con los elogios a la gestión de Milei, Bulgheroni advirtió que el país está “viviendo una hiperinflación que está tratando de resolverse”.
Para el empresario, el libertario lo “está haciendo muy bien porque está yendo al fondo de las cosas, yendo a combatir lo que genera estos problemas”.
Y en ese sentido, agregó: “Están las cosas dadas, está la mente clara en el Presidente y eso es un factor muy importante porque a la larga los otros miembros del gobierno se vana dar cuenta que ese es el camino”.
“En este momento estamos todos sufriendo, el consumo de nafta bajó 5% o 6%, 10%, 15% depende dónde. Todas estas cosas son problemáticas, todo el consumo ha bajado porque hay una recesión importante pero no es para siempre, va a cambiar y va a cambiar rápidamente en tanto y en cuento se desarrollen los proyectos”, remarcó.
Bulgheroni también consideró que en los últimos 60 años sólo se realizaron políticas de parche y dejó elogios para los expresidentes Arturo Frondizi y Carlos Menem.
“Los que hemos vivido en los últimos 60 años en este país sabemos perfectamente que han sido políticas de parche, solamente con Frondizi y con Menem hubo políticas razonables, el resto han sido sólo políticas de parche”, señaló.
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En el mes de la mujer, Naturgy Argentina, integrado por las empresas distribuidoras de gas “Naturgy”, “Gasnor” y de electricidad “Energía de San Juan”, lanzaron junto a la Fundación Flor una nueva edición del Programa “Cosas de Mujeres (CDM)”, el cual busca potenciar las características emprendedoras en la mujer, trabajar y fortalecer la autoestima y sumar herramientas que le permitan lograr los objetivos que se proponen.
Esta capacitación se realiza a través de 2 clases semanales –y sin costo alguno para las 30 participantes–de forma abierta, vía plataforma Zoom, durante seis encuentros. Entre los 3 principales ejes de trabajo se destacan: “Autoconocimiento y empoderamiento”, “Creación y gestión de un emprendimiento” y “Marketing y redes sociales”.
“Nos enorgullece que este 2024, las tres compañías de Naturgy Argentina, podamos llevar adelante este programa junto a Fundación FLOR, ya que nos permite tener un impacto directo en el desarrollo e impulso de la vida laboral de 30 mujeres”, destacó Verónica Argañaraz, directora de Comunicación, Sostenibilidad y RRII de Naturgy Argentina.
Y agregó que “este programa se enmarca en el compromiso que el grupo asumió con los Objetivos de Desarrollo Sostenible, de la agenda 2030 de Naciones Unidas, siendo uno de los principales ejes a trabajar sobre la Diversidad, la Igualdad y la Inclusión. Por esto, desde todo Naturgy Argentina continuaremos en la formación de mujeres líderes”.
“En Fundación FLOR estamos felices de tener un Programa que ayuda a soñar y llevar a la acción. Creemos que un emprendimiento puede ser el paso clave para la independencia financiera y la libertad de elección de cada mujer”, afirmó Laura Tula, directora Académica de la Fundación.
Acerca de Fundación FLOR
Creada en 2012 por Andrea Grobocopatel, Fundación Liderazgos y Organizaciones Responsables (FLOR) es una red que impulsa la formación y la transformación de líderes responsables con el objetivo de construir organizaciones más sostenibles, diversas, inclusivas y equitativas. Fundación FLOR es el puente hacia el cambio positivo que las personas y las instituciones necesitan para lograr una sociedad mejor.
Para más información: @fundacionflor / https://www.flor.org.ar/premios-flor/ premiosflor@flor.org.ar
Acerca de Naturgy
Desde el año 1992, Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes, en 30 municipios de la zona norte y oeste del conurbano bonaerense, zonas que abastecen la mayor área industrial del país.
Es la segunda distribuidora de gas de la Argentina por volumen de ventas, con más de 1.630.000 clientes residenciales, 47.515 comerciales y 1.219 industrias, 394 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 27.389 kilómetros.
Para más información, llamar al 0810-333-46226 o visite www.naturgy.com.ar
El proyecto consiste en anexar a la central térmica existente un sistema fotovoltaico y un banco de baterías de ion-litio cuyo almacenamiento permitirá optimizar la generación de energía limpia.
Se trata del primer proyecto híbrido en la puna salteña, que brinda una solución confiable y eficiente a través de la generación de energías limpias. La Secretaría de Minería y Energía, mediante Resolución 10/23 aprobó el documento ambiental y social más importante: el Informe de Impacto Ambiental, autorizando así la construcción.
A partir del acuerdo con Mansfield Minera S.A., Secco desarrollará un proyecto de vanguardia que convertirá en híbrida la actual central de generación eléctrica de Mina Lindero, ubicado a 420 km de la ciudad de Salta.
El parque solar contará con una potencia total de 6.55 MWp y un sistema de almacenamiento de energía por baterías de Litio-Ion con una potencia de 11,7MWh, aptas para funcionar a una altura de 3.800 msnm.
De este modo, el sistema fotovoltaico brindará energía al sistema aislado del proyecto minero durante el día, almacenando los excedentes en las baterías con el fin de generar una reserva que permita utilizarla cuando la demanda del proceso lo requiera, optimizando el aprovechamiento de la energía renovable y brindando confiabilidad al sistema.
Mediante estos desarrollos tecnológicos, se incorporará energía renovable a la central térmica con la que hasta el momento se abastecía el total de la energía requerida por Mansfield, con el fin de disminuir radicalmente sus emisiones de CO2.
Cabe destacar que SECCO es una empresa argentina con más de 80 años de experiencia en la industria, operando tanto a nivel nacional como internacional, con más de 1.500 MW de generación de energía y 225.000 HP en compresión de gas, instalados en 200 plantas y centrales.
A través de los servicios que brinda en cada rincón del país con más de 2.000 colaboradores, apuesta a la generación de energía sustentable trabajando con la última tecnología en proyectos solares, híbridos, de cogeneración y de aprovechamiento de biogás de diferentes orígenes (relleno sanitario, aguas servidas o desecho de animales).
También han sido pioneros en soluciones con almacenamiento de energía, siempre con el fin de ofrecer respuestas a medida de cada cliente.
Por su parte, MANSFIELD MINERA S.A., sociedad argentina (subsidiaria de la canadiense FORTUNA SILVER MINES INC.), que se dedica a la exploración y desarrollo de proyectos mineros en la Provincia de Salta hace más de 25 años reafirma su compromiso de crecimiento sostenido a través de esta nueva alianza estratégica con Secco, empresa líder en generación eléctrica que se especializa en suministro y provisión de energía eléctrica en proyectos mineros, entre otros.
El proyecto actual, representa otro importante aporte hacia la minería sostenible, contribuye al desarrollo sustentable de las comunidades y áreas cercanas a la operación de Mina Lindero, fomentando la protección y cuidado del medio ambiente
El secretario general de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Haitham Al Ghais, afirmó que el sector de exploración y producción de petróleo necesita inversiones estimadas en más de 11.000 millones de dólares hasta 2045.
En declaraciones a la agencia de noticias emiratí WAM, el Secretario General de la OPEP dijo que el aumento de las inversiones en la industria petrolera se produce a la luz del aumento de la demanda mundial de energía, ya que el sector upstream necesita inversiones estimadas en más de 11.000 millones de dólares, el sector downstream alrededor de 1,700 millones de dólares, mientras que el sector midstream requiere inversiones de 1.200 millones de dólares para 2045.
“Asignar más inversiones a la industria petrolera contribuirá a promover la sostenibilidad del sector energético global, asegurando suministros suficientes y confiables para el mundo en su conjunto y garantizando suministros seguros para las generaciones futuras”, dijo Al Ghais.
Luego destacó la importancia de las inversiones en el sector energético para la seguridad energética global y la reducción de emisiones, y enfatizó el papel de los estados miembros para abordar cuestiones globales críticas como el cambio climático y la transición energética.
Al Ghais destacó la participación activa de la organización en las negociaciones sobre el cambio climático, enfatizando la creencia de los estados miembros en su importancia global.
Dijo que la OPEP facilita el intercambio de información y apoya a los miembros en la implementación de estrategias para reducir las emisiones, fomentando prácticas amigables con el medio ambiente en la industria del petróleo y la energía.
El secretario general señaló que los miembros de la OPEP anuncian e implementan constantemente iniciativas para cumplir objetivos climáticos ambiciosos.
“Estos esfuerzos incluyen proyectos innovadores que aprovechan diversos recursos naturales y experiencia en sectores específicos para desarrollar tecnologías como la captura, utilización y almacenamiento de carbono, mejorando la sostenibilidad en todas las facetas de la industria petrolera”, dijo.
Al Ghais destacó las inversiones en petróleo, hidrógeno y energía renovable por parte de los estados miembros.
Destacó la importancia del petróleo no sólo como fuente de energía sino también como material de energías renovables, destacando que es la principal fuente para la fabricación de turbinas eólicas y paneles solares y las baterías de iones de litio utilizadas en los automóviles eléctricos.
Desde la fuerza difundieron imágenes de un operativo aéreo sobre las tareas que se realizan por encargo de YPF. Mientras se llevan adelante las tareas de exploración sísmica sobre el bloque marino CAN 102, la Prefectura Naval Argentina realizó un operativo aéreo en el que sobrevoló el lugar para corroborar, además, las actividades que se realizan en la Zona Económica Exclusiva. En los últimos días, con la llegada de un nuevo buque sísmico bahameño que fue contratado para realizar la prospección a cargo de la empresa YPF, se iniciaron las cuestionadas tareas de búsqueda de hidrocarburos frente a la costa […]
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Será el reemplazo de Flavia Royon, quien dejó el cargo hace más de 40 días. La dependencia se encontraba acéfala. Luego de más de 40 días de acefalía, el Gobierno designó a Luis Lucero como nuevo secretario de Minería, en reemplazo de Flavia Royon. Según se informó, se trata de un abogado «especializado en la industria minera, en derecho de los recursos naturales y con amplia experiencia en financiamiento de proyectos, en materia societaria, y en arbitrajes y litigios complejos». Lucero recibió el título de abogado de la Universidad de Buenos Aires; cursó un Posgrado en Derecho Empresario de la […]
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El director general de YPF Luz, Martín Mandarano, afirmó que el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) incluido en la ley Ómnibus podría ayudar en el desarrollo de este tipo de proyectos. Martín Mandarano, director general de YPF Luz, analizó las tendencias hacia una mayor participación de las energías renovables en la matriz y el potencial papel que podrían jugar las empresas ante una nueva etapa de mercado, así como los nuevos modelos de construcción de proyectos que anteceden al gobierno de Javier Milei. El evento fue llevado a cabo por la compañía Invest in Latam y Energía Estratégica […]
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El proyecto ARGLNG contempla la producción de gas en un bloque de Vaca Muerta, su transporte mediante gasoducto y su industrialización. Los primeros pasos los dieron YPF y Petronas para lanzar la iniciativa de exportación de Gas Natural Líquido (GNL) de Vaca Muerta, un megaproyecto conocido como ARGLNG. “El proyecto de exportación de GNL alcanzó un nuevo hito que marca el avance en la ejecución de este. Se lanzó un proceso competitivo para la adjudicación de las ingenierías de las unidades flotantes de licuefacción”, dijo el lunes la petrolera de bandera. Desde la Torre de Puerto Madero, explicaron que este […]
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Fortescue dijo que se centraría en el cobre, las tierras raras y el litio, al tiempo que intensificaría las actividades de exploración de la cartera de minerales críticos. La australiana Fortescue, cuarta minera mundial de hierro, estudia explotar sus recursos de cobre, pero aún no ha tomado una decisión, según a Reuters su fundador y presidente ejecutivo. «La empresa tiene opciones ante sí (…) tenemos muchas opciones de cobre sobre la mesa. Y cuando consideremos que es el momento adecuado, apretaremos el gatillo», dijo el CEO de la firma, Andrew Forrest, durante una visita a Pekín. En febrero de 2023, […]
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La iniciativa, anunciada por el intendente Othar Macharasvhili en su discurso de apertura de las sesiones ordinarias del Concejo Deliberante local, tiene como objetivo identificar y cuantificar las pasiones ambientales. Detalles sobre el proyecto de ordenanza de pasivos ambientales enviado por el Ejecutivo municipal al Concejo Deliberante, lo cual implica un control más sofocante y sanciones más severas a las operadoras que no cumplan con el saneamiento correspondiente de las zonas afectadas por la producción, fue brindado por Nicolás Coluccio, subsecretario de ambiente de Comodoro Rivadavia. En su discurso de apertura de sesiones ordinarias en el Concejo Deliberante de esa […]
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El objetivo es que cuenten con capacitación en todas las áreas de energía, de la mano de reconocidos expertos nacionales. “No me voy a cansar de decir que la situación en materia de hidrocarburos no es como muchos nos están haciendo creer. Todavía ofrece muchas oportunidades”, dijo la ministra Jimena Latorre en la primera jornada. Uno de los mayores desafíos a futuro a nivel mundial es la energía, y Mendoza ejecuta y tiene proyectos para liderar la transición energética y garantizar el abastecimiento. Por esto es importante que los legisladores tengan acceso a información clave de cara a lo que […]
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Al momento de hacer negocios concretos, la variable de la macroeconomía la maneja el Gobierno nacional y a pesar de las marchas y contramarchas, la minería todavía encuentra un camino posible en la impronta libertaria. Para hacer minería, más que cualquier otra actividad productiva, es preciso buscar la manera de reducir los riesgos y la incertidumbre. Desde la fase exploratoria, se busca y analiza la mayor cantidad de muestras y datos con el fin de encontrar alguna oportunidad de desarrollar un nuevo proyecto minero. Una vez logrado el objetivo, vienen los estudios de factibilidad económica y evaluaciones ambientales, que continúan […]
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Se espera un repunte en el agro tras la sequía. También en la minería, la energía por Vaca Muerta y en la economía del conocimiento, entre otros. En cambio, el consumo, la Construcción y la industria no correrán la misma suerte. Este año se espera que la actividad económica presente una trayectoria en forma de «V,» suelen decir los economistas: tocando un piso en el segundo semestre del año y luego comenzando a recuperar. Siempre con pronósticos de una caída del PBI que van desde el 2,8% al 5% o más. En este contexto, el comportamiento de los distintos sectores […]
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Durante el encuentro se abordaron desafíos clave para el sector, como el aumento de la generación sustentable de biomasa, la incorporación de valor agregado, la apertura de mercados con simetría relativa de tamaño y poder, el crecimiento en la gama de productos según su destino y la transformación de la biomasa in-situ para sustituir productos provenientes de la química tradicional o de hidrocarburos. El pasado 22 de marzo se llevó a cabo la XLVI edición de la reunión ordinaria del Consejo Federal Agropecuario, organizada por la secretaría de Bioeconomía, dependiente del ministerio de Economía de la Nación. En representación del […]
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TotalEnergies y China Petroleum and Chemical Corporation, SINOPEC, firmaron un acuerdo para desarrollar conjuntamente una unidad de producción de Combustible de Aviación Sostenible (SAF) en una refinería de SINOPEC en China.
La unidad prevista, de propiedad conjunta de SINOPEC y TotalEnergies, tendrá capacidad para producir 230.000 toneladas de SAF al año y procesará desechos locales o residuos de la economía circular (aceites de cocina y grasas animales).
SINOPEC ha desarrollado su propia tecnología de producción SAF, denominada SRJET, en tanto TotalEnergies, que ya es uno de los principales productores de SAF de Europa, aportará su experiencia y conocimientos en los campos técnico, operativo y de distribución.
Al respecto, Yongsheng Ma, presidente del grupo SINOPEC, dijo: “Esta colaboración histórica con TotalEnergies está en línea con nuestra estrategia en el desarrollo de soluciones bajas en carbono para China y el mundo. SINOPEC se compromete a brindar soluciones energéticas verdes y bajas en carbono mientras mejora la calidad y eficiencia de su cartera de activos”.
Patrick Pouyanné, presidente y director ejecutivo de TotalEnergies, afirmó: “Estamos muy contentos de colaborar con SINOPEC, un actor importante en la industria de refinación global, para producir combustibles de aviación sostenibles y estructurar una cadena de producción de SAF en China. El desarrollo de combustibles de aviación sostenibles está en el centro de la estrategia de transición de nuestra empresa, mientras nos esforzamos por satisfacer la demanda de la industria de la aviación de reducir su huella de carbono. TotalEnergies se ha fijado el objetivo de 1,5 millones de toneladas de producción anual de SAF para 2030”.
COMBUSTIBLES DE AVIACIÓN SOSTENIBLES
TotalEnergies está desarrollando combustibles de aviación sostenibles (SAF). Se trata de biocombustibles producidos a partir de desechos y residuos de la economía circular (grasas animales, aceites de cocina usados, etc.) y los “e-jets”, combustibles sintéticos para la aviación. Estos combustibles de aviación sostenibles reducirán significativamente las emisiones de CO2 del transporte aéreo.
Schlumberger, una de las empresas de servicios petroleros más grande del mundo, no tiene planes de salir de Rusia dos años después de la invasión a Ucrania por parte de Moscú, a pesar de la presión occidental para frenar el flujo de petrodólares a Rusia.
En una reciente entrevista al Financial Times, Olivier Le Peuch, director ejecutivo de Schlumberger, dijo que la compañía no había tomado ninguna decisión sobre si seguiría a sus dos mayores rivales, Baker Hughes y Halliburton, en la venta de sus operaciones en Rusia y estaba cumpliendo sus contratos con los clientes. “Cuando decidamos, lo haremos público si es necesario. Pero ahora todavía no hay una decisión”, dijo Le Peuch cuando se le preguntó sobre los planes del grupo con sede en Houston. “El equipo de allí está operando de forma autónoma y creo que, hasta cierto punto, está detrás de la cortina. Estamos protegiendo nuestros activos, esa es nuestra prioridad. Estamos protegiendo a nuestra gente”, sostuvo.
Tras la invasión de Ucrania en febrero de 2022, aumentó la presión sobre las empresas, especialmente en el sector del petróleo y el gas, para que se retiren de Rusia.
Muchas grandes empresas energéticas y de servicios petrolíferos como Exxon, Shell, BP, Baker Hughes y Halliburton, anunciaron planes para abandonar Rusia o tienen previsto hacerlo en cuanto lo permita la legislación rusa aplicable.
Schlumberger está resistiendo la presión del gobierno ucraniano y de grupos de derechos humanos para que abandone Rusia, que alegan que la presencia de la compañía en el país ayuda a generar ingresos petroleros utilizados para apoyar el esfuerzo bélico del presidente ruso Vladimir Putin. El año pasado, la Agencia Nacional para la Prevención de la Corrupción (NACP) de Ucrania añadió a SLB a una lista negra de “patrocinadores internacionales de la guerra”, que forma parte de una campaña global para exponer a las empresas que hacen negocios con Rusia.
En un comunicado, SLB negó enérgicamente cualquier afirmación de que hubiera “respaldado o apoyado de alguna manera la violencia contra el pueblo de Ucrania”. Le Peuch dijo que SLB había establecido controles “para prevenir y prohibir cualquier envío y apoyo de tecnología” a Rusia desde julio, una medida que, según sugirió, degradaría, a largo plazo, la capacidad del país para desarrollar algunos de sus yacimientos petrolíferos marinos.
Desde la caída de la Unión Soviética, SLB ha construido un importante negocio en Rusia , que generó alrededor del 5 por ciento de los ingresos del grupo por 33.100 millones de dólares el año pasado y empleó a unas 9.000 personas.
Sanciones
En diciembre pasado, Estados Unidos había sancionado a más de 250 personas y entidades a las que acusa de haber facilitado la invasión rusa a Ucrania e intentar evadir las sanciones impuestas previamente a Moscú.
Se trata de una acción coordinada entre el Departamento de Estado y el Departamento del Tesoro estadounidenses con la finalidad de limitar “las actividades exteriores nocivas del Gobierno de la Federación Rusa” después de que los líderes del G7 reafirmaran su apoyo a Ucrania.
En aquella oportunidad el Departamento de Estado, impuso sanciones a más de 100 entidades e individuos que han fomentado la capacidad de Moscú en la guerra de Ucrania y que han reforzado la producción y exportación de energía por parte de Rusia.
Por otro lado, el Departamento del Tesoro sancionó a más de 150 personas y entidades, algunas de ellas con sede en China, Turquía y Emiratos Árabes Unidos, que están relacionadas con la industria militar y el sector financiero ruso.
“Seguiremos utilizando todas las herramientas a nuestra disposición para promover la rendición de cuentas por los crímenes de Rusia en Ucrania y a los que financian y apoyan la maquinaria bélica rusa”, señala en un comunicado el secretario de Estado de EEUU, Antony Blinken.
El Departamento del Tesoro especificó, por su parte, que Rusia utiliza a China, Turquía, Emiratos Árabes Unidos y “complejas redes transnacionales” para adquirir tecnología y equipos necesarios para la guerra.
Por eso, el Tesoro advirtió que continuará “tomando medidas para identificar y desbaratar a aquellas personas, entidades y redes de terceros países” que lo faciliten.
Como consecuencia de las sanciones estadounidenses, todos los bienes y propiedades de los implicados que se encuentren en EE.UU. quedan bloqueados y se prohíbe a ciudadanos y empresas estadounidenses tener transacciones con ellos.
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, Provincia de Neuquén y cuenta con el apoyo de el Municipio de Ricón de los Sauces.
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.
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”.
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.
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
SOBRE LA UNIVERSIDAD PATAGONIA ARGENTINA
La Universidad Patagonia Argentina, con autorización para su funcionamiento a partir del decreto del PEN 750/22, es la primera universidad privada sin fines de lucro de la Patagonia. Del proyecto de su creación son parte fundamental figuras reconocidas de la educación universitaria pública y privada del país y de nuestra región. Desde sus dos Facultades, de Ingeniería y de Humanidades y Ciencias Sociales y del fuerte compromiso que asume la universidad con el desarrollo regional, el diseño y puesta en marcha de programas de formación en las áreas de Energía y Tecnología resultan una prioridad.
SPBRE CHEVRON
Chevron es una de las principales compañías de energía integrada del mundo. En Argentina, Chevron produce petróleo crudo y gas natural a través de su subsidiaria de propiedad total, Chevron Argentina S.R.L. Los intereses de la compañía incluyen la exploración y el desarrollo de recursos no convencionales de petróleo y gas de la formación Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén. Chevron Argentina opera y posee los bloques El Trapial-Curamched (concesión convencional) y El Trapial-Este (concesión no convencional). Chevron también se ha asociado con YPF en las concesiones de Loma Campana y Narambuena. Chevron Argentina apoya programas enfocados en promover la educación, la salud y el desarrollo económico en las comunidades donde opera
HOUSTON.- El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, fue el principal orador de un evento organizado el viernes por la filial en Houston del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), donde brindó una exposición de casi una hora en la que detalló los pilares del plan 4×4 con el que prevé cuadruplicar el valor y la producción de YPF hacia fines de la década. Marín expresó que el norte de su conducción es multiplicar las exportaciones argentinas de hidrocarburos. «La misión central de YPF es crear rentabilidad para todos sus accionistas. Hago hincapié en esto porque las decisiones que tomó la empresa en el pasado no siempre fueron tomadas en esa dirección«, evaluó ante unos 200 directivos de empresas petroleras y de servicios con base en esta ciudad.
Al final de su presentación, el titular de la petrolera argentina accedió a contestar preguntas de los asistentes. Uno de ellos lo indagó acerca de para qué accionista de YPF buscará generar valor al frente de la compañía. “¿Para el dueño del 51% (en referencia al Estado nacional) o para el 49% que está manos privadas?”, lo consultó. La respuesta de Marín fue concluyente: “La persona que me ofreció el cargo (la presidencia de YPF) lo único que pidió es que cree valor para la empresa y me aclaró que el gobierno no me iba a dar ninguna indicación”, indicó. Antes, durante su presentación, había admitido que fue “uno de los que perdió dinero comprando acciones de YPF” en el pasado. “Cuando acepté tuve que venderlas, por los que es algo extraño para mí porque hoy el precio de la acción es casi el doble de cuando asumimos”, afirmó Marín en un guiño risueño con la audiencia.
El titular de la petrolera bajo control destacó “el problema de YPF era de foco y dirección, pero no de staff, que es muy alto nivel”. “El valor de la acción de YPF vienen perdiendo cayendo desde 2005. Si se compara esa evolución con la de otras petroleras durante las últimas dos décadas, queda claro que YPF no ha tenido un desempeño acorde con la calidad de sus activos. Tenemos que revertir esa situación realizando cambios extraordinarios en la gestión”, enfatizó Marín en el salón principal del hotel Hilton DoubleTree, en las afueras del centro de Houston. EconoJournal fue el único medio que cubrió la jornada realizada en la ciudad de Texas.
Marín conversa con directivos al final de su presentación en el Hilton DoubleTree en Houston (Foto: gentileza IAPG Houston).
La apuesta principal es acelerar el desarrollo de Vaca Muerta, con foco a corto plazo en la explotación de proyectos no convencionales de petróleo. «La combinación actual de la producción convencional y del shale es de 50-50. Aspiramos a avanzar en el futuro hacia un balance del 80% de shale y un 20% de convencional«, definió Marín. «Mi visión es que de aquí a un año YPF debe ser la mejor empresa no convencional del mundo. Tenemos que ser la más rentable y la más eficiente de todas «, se ilusionó.
El CEO de YPF destacó la importancia del programa de salida de YPF de alrededor de 55 áreas convencionales. El proceso, adelantó, se pondrá en marcha oficialmente en abril una vez que se el banco contratado por la petrolera (la selección final de la entidad está prevista para esta semana) dé a conocer a los interesados el data room con toda la información de los bloques.
El desprendimiento de esos campos maduros tendrá un impacto positivo inmediato sobre la estructura de costos operativos de la empresa. “A finales de este año, luego del proceso de venta de gran parte de nuestro porfolio de áreas convencionales, el lifting cost de YPF se reducirá a la mitad y, con el paso de los años, seguirá reduciéndose», detalló Marín.
YPF confía en que el ingreso de nuevos actores —fundamentalmente petroleras independientes y nuevas UTE’s de empresas de servicios que puedan reconvertirse como operadoras— recuperarán la producción de esos campos. La referencia inmediata es Petrobras, que en 2015 transfirió sus campos convencionales a empresas más pequeñas más eficientes. “La producción de hidrocarburos (de los yacimientos que desinirtió Petrobras) se duplicó entre 2016 y 2024. En tanto que desde 2016, el precio de la acción de Petrobras creció significativamente», comparó Marín. “Queremos que el proceso de salida de los campos maduros sea rápido, muy rápido, nos gustaría tenerlo terminado para julio”, añadió.
El CEO de YPF contestó preguntas de los asistentes al final de su exposición (Foto: gentileza IAPG Houston).
El directivo, que estuvo acompañado por Santiago Martínez Tanoira, vicepresidente de Gas y Energía, Max Westen, de Estrategia y Desarrollo de Negocios, y Lisandro Deleonardis, de Asuntos Públicos, aseguró que, a mediano plazo, uno de los pilares sobre los que trabajará la empresa será la construcción de una planta de licuefacción de Gas Natural Licuado (GNL).
YPF comunicó la semana pasada que avanzará formalmente con los trabajos de ingeniería para instalar una terminal junto con la petrolera malaya Petronas. Sobre ese punto, Marín señaló que buscará sumar nuevos socios para viabilizar la inversión. “Si bien tenemos un socio estratégico (Petronas), necesitamos incluir a otros productores. Es lo que estamos haciendo ahora mismo. Invitamos a 4 o 5 compañías para mejorar la economía de escala para todos los actores con inversiones en infraestructura común, como gasoductos, plantas de acondicionamiento de gas y puertos. De esta manera, podremos hacer un proyecto competitivo a escala global”, explicó el ejecutivo.
“Este mes comenzaremos a trabajar con otros actores de la industria del gas para acordar un proyecto único”, comentó. Sin embargo, advirtió que la instrumentación de la inversión es compleja. “Aunque empresas de Europa y Medio Oriente han manifestado su interés en ser offtakers del proyecto, necesitamos cubrir un montón de pasos antes de estar en condiciones de avanzar”, concluyó.
, Nicolas Gandini
El debate sobre las opciones que Brasil tiene para importar gas natural desde la Argentina fue abordado de lleno por funcionarios del gobierno de Lula da Silva y por representantes de Petrobras en el CERAWeek 2024. Por primera vez el gobierno y la petrolera estatal del Brasil dieron una señal de respaldo a la opción de importar el gas de Vaca Muerta a través de Bolivia.
El ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, explicó que Brasil está explorando formas de importar el gas natural de Vaca Muerta. En declaraciones a la agencia Reuters, Silveira mencionó como opciones la importación de gas a través de Bolivia o alternativas de transporte a través de Uruguay o Paraguay.
El declino de la producción y exportación de gas boliviano al Brasil esta dejando capacidad de transporte ociosa en el tramo brasileño del gasoducto Gasbol. Para Silveira el aprovechamiento de esa infraestructura representa la opción menos costosa para importar el gas desde Vaca Muerta y es ventajosa para Bolivia inclusive. «Ese gas sería muy importante para ellos (Bolivia), para su seguridad energética», dijo el ministro.
La importación de gas argentino a través del Gasbol fue bien ponderada también en Petrobras. El director de Transición Energética y Sostenibilidad de la petrolera, Mauricio Tolmasquim, subrayó que el aprovechamiento de esta infraestructura es una mejor opción frente a otras alternativas como la construcción del segundo tramo del gasoducto Néstor Kirchner o en forma de gas natural licuado.
“Hablando de la mayor reserva de gas (en la región), Vaca Muerta, para mí lo más natural sería aprovechar el Gasbol, cambiar el sentido del flujo de gas, que hoy tiene lugares donde Bolivia ahora suministra gas a Argentina. Cambiar ese flujo y mandar el gas desde la Argentina para el Brasil a través del Gasbol”, dijo Tolmasquim en una entrevista a la agencia de noticias epbr.
“Creo que tenemos que seguir una escala de intentos, del más barato al más caro, del más fácil al más difícil, hasta que podamos converger”, analizó Tolmasquim al considerar las alternativas.
Tolmasquim puntualizó que esta opción necesita de un acuerdo entre Bolivia y Argentina. “No es tan fácil, porque no hay acuerdos entre argentinos y bolivianos. A los argentinos les gustaría pasar gas por el gasoducto boliviano, los bolivianos quieren comprar gas a Argentina y venderlo a Brasil. Pero creo que no hay nada que no podamos sentarnos con los tres países y tratar de pensar en una solución”, dijo el representante de Petrobras.
En cualquier caso, Bolivia abrió el año pasado la posibilidad de un acuerdo para que el gas argentino llegue al Brasil. El presidente ejecutivo de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen, dijo que su país tiene los gasoductos para transportar el gas desde Vaca Muerta hasta Brasil. «Uno de los mayores problemas de Vaca Muerta es el transporte y Bolivia tiene una de las llaves para la solución«, dijo Dorgathen en la Reunión Regional de la Asociación Internacional de constructores de Pipe Line & Off Shore (IPLOCA) que se realizó en Santa Cruz de la Sierra.
“Tenemos un problema claro con la producción, hay una declinación hace bastante tiempo de nuestros campos que son reservorios naturalmente fracturados”, reconoció el directivo de YPFB.
Bolivia abastece de gas a su vecino a través del gasoducto Bolivia-Brasil, también llamado Gasbol, un ducto con una extensión de 3150 km y una capacidad de transporte de 30 MMm3/d. El tramo del lado boliviano (557 km) es operado por Gas Transboliviano, filial de YPFB, mientras que el tramo del lado brasileño (2593 km) es operado por TBG.
, Nicolás Deza
La Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) hace de conocimiento público que un total de 66 empresas han retirado el pliego de cargos hasta el momento, con el interés de participar en la licitación de Potencia Firme y Energía Limpia a largo plazo, la cual está dirigida para centrales de generación renovables.
ETESA destaca que es la primera vez en que tantas empresas de generación han mostrado interés al retirar el pliego de cargos para participar en una licitación llevada adelante por la empresa estatal en su historia, esto producto del manejo transparente que se ha dado a todo el proceso, cumpliendo con las normas vigentes.
Para el próximo jueves 4 de abril en el hotel JW Marriott Panamá se efectuará una reunión aclaratoria, en la que se harán las explicaciones necesarias del proceso, para que todos los interesados tengan claras las reglas y resolver cualquier inquietud en torno a esta licitación. La recepción de ofertas será el 27 de junio del presente, en horario de 9:00 am a 10:00 am, en un lugar aún por definir.
La empresa informa además que el pliego de cargos para esta licitación puede adquirirse en las oficinas administrativas, de lunes a viernes, en horarios de 7:00 am a 11:30 am; y de 1:00 pm a 3:00 pm, ubicadas en la Plaza Sun Tower Mall, torre b piso 3.
Para la presentación de propuestas y atención de consultas, todo proponente debe haber adquirido el pliego de cargos; además, las consultas sobre este documento pueden dirigirse a la dirección de correo electrónico: comprasenergia2@etesa.com.pa
Se trata de la primera licitación de largo plazo, exclusiva para energías renovables que se realizará en nuestro país y la primera en la región centroamericana que incorpora sistemas de almacenamiento de baterías, para darle más flexibilidad al Sistema Eléctrico Nacional.
Esta licitación garantiza en el largo plazo (20 años), el suministro de energía eléctrica a los usuarios atendidos por las empresas distribuidoras de electricidad, a través de centrales eléctricas renovables nuevas o existentes.
A través de esta iniciativa, Panamá se encamina a estabilizar la tarifa con tendencia a la baja para el consumidor final, dando un paso decidido hacia la menor dependencia de los combustibles fósiles para la generación de energía, además de implementar su agenda de transición energética, lo cual representa un paso decisivo para que nuestro país haga efectivo su compromiso global frente al cambio climático desde el sector energía.
La entrada Alto interés por la licitación de 500 MW renovables en Panamá: 66 empresas ya adquirieron los pliegos se publicó primero en Energía Estratégica.
Honduras cuenta con un 60% de su capacidad instalada proveniente de fuentes renovables. No obstante, la política energética indica que para el 2030 debiera alcanzarse un 80% de renovabilidad. ¿Cómo lograrlo?
Durante el megaevento Future Energy Summit Central America & the Caribbean, Génesis Rodezno, directora ejecutiva de la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE), señaló que una clave para lograrlo es retomar el mecanismo de licitaciones de largo plazo y que su éxito estaría dado por los consensos que se pudieran lograr entre el sector público y privado.
“Las nuevas autoridades viendo los ejemplos de lo que no se pudo concluir en la administración pasada van a impulsar un nuevo proceso de licitación y esperamos que a final de este año se pueda completar”, indicó Génesis Rodezno.
Se trata de un proceso de licitación que será de 1500 MW (el primer bloque de unos 800 MW) que, así como se efectuó en Guatemala el año pasado, se realizará mediante rondas sucesivas y utilizando un algoritmo de minimización de precios para ir escogiendo las ofertas más competitivas.
Al respecto, la directora ejecutiva de AHPEE expresó: “Una perspectiva importante que, como asociación, queremos traer a la mesa es que es importante que se revisen los planes indicativos de generación, porque el centro nacional de despacho -que en nuestro país es quien administra el operador del sistema- hace dos recomendaciones bien importantes y una es que en un término de 10 años se deben incorporar energías renovables, en específico solar fotovoltaico, y debe hacerse con almacenamiento. Entonces eso viene a solventar dos problemas que tenemos por un lado la potencia firme y por el otro lado la regulación primaria y secundaria de frecuencia, es decir los servicios complementarios”.
Desde el sector privado permanece el interrogante de si para aquella licitación estarán dadas las condiciones para que se pueda ofertar PV+Storage. Y es que, en la actualidad, además del histórico reto de pérdidas técnicas se suma el de vertimientos en la zona sur del país y las baterías llegarían como respuesta para aliviar estas problemáticas junto a nueva infraestructura eléctrica.
En línea con ello, desde el gobierno trazaron un plan de inmediata implementación que incluye el avance en 4 líneas de transmisión como: San Pedro Sula sur-San Buena Ventura, Bellavista-Centro, Miraflores-Laínez y Progreso-San Pedro Sula.
Pero esto no sería todo. Las próximas líneas para empezar a cerrar anillos vitales en el Sistema Interconectado Nacional serían: El Sitio-Terrero Blanco, El negrito-Yoro-Reguleto, Amarateca-Talanga, Talanga-Juticalpa, La Entrada-Copán.
Se trata de un plan integral que además contempla la ampliación, mejora y construcción de 15 subestaciones a nivel nacional, la instalación de variedad de reguladores de voltaje y unos 270 MVA de transformadores en sectores claves del SIN, que serán claves para el despliegue de nuevos proyectos de generación diversificados en distintos puntos del país.
Es así que desde la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) celebran la iniciativa y llaman a continuar fortaleciendo el diálogo de manera que se logre una transición energética sostenible con consensos y alianzas.
“Tenemos bastantes retos por trabajar pero creemos que si seguimos trabajando en el sector público y privado, podemos llevar a cabo buenos resultados”, concluyó Génesis Rodezno, directora ejecutiva de la AHPEE.
La entrada AHPEE espera que la licitación de 1500 MW se lance este año en Honduras se publicó primero en Energía Estratégica.
El Ministerio de Energía y Minas (MEM) responsable de la formulación y administración de políticas para el desarrollo responsable y sostenible del sector energético se encuentra analizando próximas medidas a implementar ante distintos escenarios de expansión de la oferta y la demanda.
El Plan Energético Nacional (PEN 2022-2036) anticipaba la necesidad de fortalecer el marco normativo que sirva de complemento a los diferentes mecanismos de promoción de las energías renovables. Entre ellos, evaluar la viabilidad y conveniencia de establecer el esquema de licitaciones para la compra de energía eléctrica generada a partir de fuentes renovables.
Durante el megaevento de Future Energy Summit (FES) llevado a cabo la semana pasada en Santo Domingo, Rafael Gómez, viceministro de Energía del MEM, aseguró que han trabajado junto a distintos organismos del sector para estudiar su implementación.
“Continuamos con los trabajos de licitaciones para energías renovables, preparando términos de referencia. Además, estamos trabajando junto a la SIE, el OC, la CNE y la ETED unos lineamientos para licitaciones de baterías que saldrá cuando esté el reglamento de baterías”, anticipó.
De acuerdo con el viceministro Gómez, los trabajos no se detienen en un año marcado por elecciones nacionales y esperan continuar el diálogo con distintos actores del sector y llegar a definiciones, si los requerimientos del sistema así lo exigen.
“En líneas generales, estamos promoviendo las inversiones en el sector de renovables independientemente del periodo político. Esa no debe ser una condición para desarrollar la energía. Aunque somos nombrados políticamente, nuestro trabajo es evidentemente técnico (…) La política energética que impulsa el Ministerio de Energía y Minas no está atada a ningún plan de política ni elecciones, entonces nosotros continuamos los trabajos que estamos haciendo, continuamos toda la programación, continuamos impulsando las energías renovables, continuamos realizando las reuniones con los inversionistas de manera de ver los escollos que tienen sus proyectos y cómo podemos impulsarlos a que avancen”, sostuvo.
Durante su participación en la conversación de alto nivel del sector público: “Las Energías renovables y los objetivos de descarbonización regional” argumentó que siempre será prioritario el fortalecimiento y sostenibilidad del sistema eléctrico nacional y es por ello que aún sigue en instancias de estudio las licitaciones de renovables y almacenamiento.
“No podemos perder de vista que nosotros somos un territorio insular donde no tenemos petróleo y no tenemos gas o agua suficiente que podría ser componente de base renovable y no estamos interconectados. Si nos comparamos con los países de Sudamérica como por ejemplo Uruguay que tiene un 98% de energías renovables o de Centroamérica como Costa Rica que entre geotermia, hidro, eólica y solar tiene un 99%, República Dominicana no tiene esas facilidades, es muy difícil que nosotros podamos llegar al 100% renovable por obra y gracia”, valoró.
Y añadió: “Las plegarias no funcionan en este caso, es con inversión y trabajo técnico. Con la tecnología actual, no podemos tener el 100% renovable. Las baterías que tenemos actualmente son para 4 horas y llegadas las 9 de la noche qué hacemos con la energía eléctrica. Nosotros tenemos la obligación de asegurar la seguridad energética a toda la población y ese es uno de nuestros primeros pilares”.
Dicho aquello, concluyó que, contemplando las particularidades de Dominicana, sí están trabajando por incrementar y acelerar la transición energética, y es por ello que se van alineado con, por ejemplo, pilares básicos que identifica la CEPAL como incrementar las energías renovables en la matriz, universalizar el acceso a la energía eléctrica, aumentar la eficiencia energética y aumentar la resiliencia energética
“Con esos pilares creemos que podemos llegar a un 30% de renovables y mejorar un poco nuestra matriz, pero pensar en un 100% todavía estamos lejos. Hay que ir trabajando paso a paso planificando a medida que la tecnología va siendo más madura”, finalizó.
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LONGi, líder mundial en energías renovables, participó como Silver Partner en la segunda parada del Future Energy Summit 2024, donde presentó sus reflexiones acerca de cómo consolidar un Caribe aún más verde, limpio y sostenible.
Por tercer año consecutivo, llegó a la ciudad de Santo Domingo, con la participación de asistentes de diferentes perfiles, desde CEO´s ejecutivos y gobierno, hasta grandes consumidores y gremios líderes, la principal gira de encuentros del sector renovable.
En el panel de discusión titulado “La generación distribuida, almacenamiento y nuevas tecnologías como motor de la transición energética sostenible”, Rodrigo Sotelo mencionó que actualmente los países están apostando por cambiar su estrategia para llevar un proceso de descarbonización controlado, ordenado y responsable, que tenga en consideración las características y necesidades de cada uno de los mercados y las diversas fuentes de generación de energía.
“En LONGi apostamos por ser más que un fabricante, retamos constantemente el valor agregado que podemos ofrecer a los clientes, adaptando nuestras tácticas tomando en consideración una amplia gama de escenarios, desde la innovación de producto, la asesoría y servicio personalizado, hasta nuestro enfoque ESG”, afirmó Sotelo.
Bajo la misión de hacer frente al cambio climático, LONGi se compromete a seguir contribuyendo al crecimiento y desarrollo sustentable de República Dominicana, a través de la innovación tecnológica y la cooperación nacional e internacional coordinada.
Sobre LONGi
Fundada en el año 2000, LONGi se ha propuesto ser la empresa de tecnología solar líder en el mundo, enfocada en la creación de valor orientada al cliente para lograr la transformación energética para todos los escenarios.
Con la misión de «Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible», LONGi se ha dedicado a la innovación tecnológica y ha establecido cinco líneas de negocio, que abarcan las obleas, las celdas y módulos de monosilicio, las soluciones de generación distribuida para uso comercial e industrial, las soluciones de energía verde y los equipos de hidrógeno. La empresa ha perfeccionado sus capacidades para proporcionar energía renovable y, más recientemente, también ha adoptado productos y soluciones de hidrógeno verde para alcanzar un crecimiento global sin emisiones de carbono. www.longi.com
La entrada LONGi ratifica su compromiso con la transición energética sostenible en FES República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.
La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) fue una de las entidades que acompañó el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina que se realizó a principios de marzo en la ciudad de Buenos Aires y que reunió a los principales líderes de la industria energética de la región.
Martín Parodi, presidente de CADER, participó del panel de debate “Oportunidades de inversión para las energías renovables en la visión de los líderes del sector” y comentó cuáles son los focos ante la llegada de un nuevo gobierno en el país, como también de la actual gestión de CADER que asumió a fines del año pasado.
“El foco es seguir impulsando las energías renovables en el país, agrupando todas las tecnologías. Y ahora avanzamos en un mapa u hoja de ruta para ayudar al sector, con la idea de pasárselo al gobierno, para todo el período de transición energética y cómo llegar a los años venideros”, destacó.
El documento en cuestión se titula «Propuesta legislativa integral para la Transición Energética en Argentina y su aprovechamiento como oportunidad de desarrollo» y lo trabajan entre siete mesas de trabajo del Comité de Transición Energética que abarcan varios rubros:
Energía Renovables
Uso Racional de la Energía
Movilidad Sostenible
Hidrógeno
Financiamiento
Infraestructura de Transporte y Distribución
Oil & Gas
Integradora
El objetivo es poner el documento a disposición del gobierno nacional y las fuerzas políticas con representación parlamentaria en los próximos meses, para acelerar las inversiones y cumplir con los compromisos ambientales asumidos por el país hacia 2030, como por ejemplo el Acuerdo de París o el adherido durante la COP28.
Además, se pretende evitar bajar los costos de la economía en general mediante una matriz más limpia y sustentable, lograr mayor competitividad entre las tecnologías, impulsar la creación de nuevos puestos de trabajo y evitar barreras paraarancelarias relacionadas con la huella de carbono y la intensidad energética de los productos de exportación.
“Si bien lo iniciamos desde CADER, está invitado todo el sector, desde otras asociaciones, empresas y todo tipo de entidades de la industria energética. Es un trabajo que debemos hacer como argentinos para bien del país”, subrayó Parodi.
Es por ello que la iniciativa que comenzó en el transcurso del 2023 cuenta con actores que integran la demanda, la oferta de generación, transportistas, distribuidores de energía y más referentes de las renovables y la transición energética nacional.
El papel del sector privado
La llegada de Javier Milei y sus ideales liberales al Poder Ejecutivo pareciera que abre las puertas a que el sector privado apalanque más inversiones en proyectos de generación de fuentes renovables, infraestructura eléctrica y vectores energéticos como el hidrógeno, permitiendo un mayor dinamismo y flexibilidad en la toma de decisiones de mercado
Incluso, el gobierno ya anticipó que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) dejará de ocupar el rol de comprador de energía, sino que sería el privado quien tome un mayor protagonismo en el sector, ya sea en la construcción de obras de transmisión como a través del mercado de derechos de emisiones de gases de efecto invernadero.
El presidente de CADER fue consultado al respecto sobre su mirada sobre los posibles esquemas que se podrían implementar bajo ese contexto, a lo que respondió que la modalidad de Participación Público-Privada (PPP) “siempre es buena”.
¿Se reflota el esquema PPP para obras de transmisión en Argentina?
Y si bien remarcó que muchos países del mundo avanzaron en ese modelo para concretar diversas obras públicas y proyectos, sostuvo que “en Argentina desgraciadamente no se pudo hacer” y planteó otras barreras a considerar en la ecuación.
“Para hacer las obras de transmisión troncales, largas y costosas, que van de inversiones desde USD 700.000.000 a USD 1.000.000.000, nos tenemos que juntar entre muchas empresas para hacerlo y de la mano de bancos internacionales, necesitaremos mucha financiación”, manifestó Parodi.
La entrada CADER prepara su hoja de ruta de transición energética para presentarla ante el nuevo gobierno de Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.
Con el fin de acelerar la transición hacia la carbono-neutralidad y fortalecer la resiliencia de la economía, los Ministerios del Medio Ambiente, Economía, Energía y Ciencia de Chile han convocado a un grupo de expertos de alto nivel. Se trata del Comité de Carbono Neutralidad y Resiliencia, que está compuesto exclusivamente por actores del sector privado, la academia y la sociedad civil, en donde el sector público será sólo un apoyo técnico para el trabajo de los comisionados.
La instancia sesionará durante cinco meses, y tiene por misión detectar brechas y elaborar propuestas de corto y mediano plazo para aprovechar la ventana de oportunidad que se presenta con el proceso de descarbonización.
Para el ministro de Economía, Nicolás Grau el trabajo de este grupo puede significar un gran paso en la dirección correcta. «Acelerar la economía es nuestra prioridad, y creemos que el trabajo en materia de cambio climático de los distintos sectores productivos, lejos de ser un freno, representa una gran oportunidad y un motor de innovación y mejores negocios. Espero que este grupo nos desafíe y nos permita identificar y acelerar también aquellas iniciativas que consoliden una economía sostenible. Chile tiene el potencial, su crecimiento futuro va de la mano con un sistema productivo limpio como ventaja competitiva», explica.
Las medidas o acciones que propondrán los miembros del Comité contarán principalmente con cuatro condiciones claves. La primera es que sea factible de implementar en un corto plazo; en segundo lugar, que tengan un significativo impacto para la carbono neutralidad y la resiliencia; tercero, que sean impulsadas principalmente por el sector privado, con el Estado proporcionando las condiciones habilitantes necesarias; y finalmente, que aborden materias que hoy no están siendo atendidas.
“Para enfrentar las amenazas y desafíos del cambio climático, la Ley Marco de Cambio Climático establece una serie de instrumentos de gestión climática donde el sector público juega un importante rol. No obstante, la articulación y habilitación desde el sector privado es preponderante. La lucha contra el cambio climático, es una tarea en la cual tenemos que estar todos unidos. Para ello, el trabajo de este comité se vuelve esencial en habilitar las condiciones
para que las empresas sean resilientes al clima, reduzcan sus emisiones y avancen hacia la carbono neutralidad al año 2030, como el hito temporal relevante para cumplir con la meta al 2050”, sostuvo la ministra del Medio Ambiente, Maisa Rojas.
El Comité lo componen 19 personas con visiones diversas, cada una muy destacada y comprometida con el proceso de carbono neutralidad y resiliencia de la economía.
En tanto, el ministro Diego Pardow cuenta que, “desde el sector energético hemos estado trabajando arduamente en los objetivos de carbono neutralidad. Pero aún queda mucho por hacer, y necesitamos retomar con fuerza la ambición climática desde todos los sectores, con un enfoque de grandes acuerdos país para viabilizar el crecimiento económico. Esperamos que quienes componen el Comité, puedan encontrar propuestas concretas para acelerar iniciativas de inversión que permitan acelerar la transición y que sean el resultado de un diálogo constructivo”.
Si bien es conocido el compromiso y liderazgo que Chile tiene en cuanto a la ambición climática, el cual ha servido como modelo a otros países, es importante darle un impulso que permita acelerar el cumplimiento de los objetivos.
La ministra de Ciencia, Aisén Etcheverry, destaca el encuentro de los distintos estamentos de la sociedad civil. “Estamos convencidos, gracias al diálogo con las personas, con el mundo privado, la academia y el ecosistema público, que el futuro de Chile requiere tanto del conocimiento que se genera en el país, como del desarrollo de tecnologías orientadas a dar solución, por supuesto, pero que también sean respetuosas con los entornos en los que se inscriben. Y para eso, la investigación, la transferencia, la innovación y la formación de capital humano son clave, especialmente cuando se trata de formular políticas públicas y estrategias que impulsen la transición hacia una economía más sostenible y resiliente al cambio climático” indicó.
El comité cuenta con una Secretaría Técnica liderada por la experta Marina Hermosilla y con Javier Zulueta como facilitador del proceso. Además, recibirá apoyo técnico de la Agencia de Sustentabilidad y Cambio Climático de Corfo, y de los distintos ministerios cuando los comisionados lo requieran.
La primera sesión se realizó hoy en el Palacio de La Moneda y se prevé que en su informe final se detallen alrededor de 15 acciones concretas que serán entregadas al Presidente de la República para su evaluación e implementación.
El Comité está compuesto por:
Paloma Ávila, Directora CNN, Conductora programas Futuro 360, Sana Mente y Divergentes.
Olga Barbosa, Investigadora y Directora Alterna Instituto de Ecología y -Biodiversidad, IEB; Académica U. Austral, miembro del panel Business and Biodiveristy de las Naciones Unidas (IPBES), miembro del Directorio de Fundación Centro de los Bosques Nativos FORECOS, Consejera de WWF-Chile, Ex Presidenta Sociedad de Ecología de Chile, Ex SEREMI Ciencia y Tec. Macrozona Sur.
Alex Berg, Director Ejec. Unidad Desarrollo Tecnológico (UDT), Universidad de Concepción.
Marcela Bravo, Gerente General de Acción de Empresas, miembro de los directorios de Orizon Seafood y de Samtech, integrante de Consejo de la Sociedad Civil (COSOC) del Ministerio de Desarrollo Social y Familia y Consejera de la FEN de la Universidad de Chile.
Claudio Castro, Alcalde de Renca, MsC en Administración Pública de London School of Economics and Political Science (LSE), Ex Director Social para América Latina y El Caribe de Techo.
Amparo Cornejo,Directora de SONAMI; Vicepresidente TECK para Sudamérica.
Ezio Costa, Director Ejecutivo FIMA, Subdirector Centro de Derecho Ambiental (CDA), Investigador del Centro de Regulación y Competencia (RegCom) y Profesor del Departamento de Derecho Económico, Facultad de Derecho, Universidad de Chile.
Lorenzo Gazmuri, Presidente Directorio ICARE, Ex Vicepresidente Ejecutivo COPEC.
Mónica Gazmuri, Directora Ejecutiva de la Asociación Nacional de Empresas de Eficiencia Energética (ANESCO).
Sara Larraín, Directora Chile Sustentable.
Ismaela Magliotto, Cofundadora y Directora Ejecutiva de Uno.Cinco, Coordinadora General Climatech Chile, Joven Negociadora de Chile para la COP27, Coordinadora General de la 2o Conferencia Nacional de Juventudes sobre el Cambio Climático en Chile.
Marcelo Mena, CEO Global Methane Hub; Profesor titular, Escuela de Ingeniería Civil Bioquímica, PUCV; Ex ministro de Medioambiente.
Gonzalo Muñoz, Miembro del Club de Roma, Vicepdte. Directorio Triciclos, Socio Manuia, Ex Champion COP25.
Francisco Ruiz-Tagle, Gerente General CMPC, Miembro del Comité Ejecutivo WBCSD.
María Teresa Ruiz-Tagle, Directora Ejecutiva Corporate Leaders Group for Climate Action, CLG-Chile; académica Facultad de Economía y Negocios, Universidad de Chile.
Bárbara Saavedra, Directora Wildlife Conservation Society, WCS.
Carolina Schmidt, Miembro del Board of Directors de WWF USA., Directora CAP S.A., Directora Inmobiliaria Imagina, Ex ministra de Medioambiente.
Claudio Seebach, Decano de Ingeniería y Ciencias UAI, miembro del Consejo Nacional de Ciencia, Tecnología, Conocimiento e Innovación para el Desarrollo; miembro del directorio global de World Energy Council para Latinoamerica y el Caribe; ex Presidente Ejecutivo de Generadoras de Chile y ex Consejero de SOFOFA.
Javier Torrejón, Director de la Cámara Regional de Comercio de Valparaíso y miembro del Consejo Nacional Consultivo de Empresas de Menor Tamaño.
La entrada Gobierno de Chile creó comité de expertos para acelerar proceso de carbono neutralidad y resiliencia se publicó primero en Energía Estratégica.
Por cuarto año consecutivo la Secretaría Nacional de Energía junto con FES Panamá (Fundación Friedrich Ebert Stiftung – FES América Central) inició las jornadas de la Academia ODS7, donde participan 40 jóvenes de Panamá (la mayoría), y de México, Ecuador y El Salvador, quienes serán formados para ser parte de los líderes en transición energética.
En las palabras de apertura la Secretaria de Energía, Rosilena Lindo R. enfatizó el rol trascendental que tienen los jóvenes en la continuidad de la transición energética. Igualmente, Anastacio Rodríguez Z., director de proyectos sociopolíticos de FES Panamá, resaltó la importancia de seguir uniendo lazos para formar a más líderes juveniles por el bien de los países y del planeta.
El objetivo primordial de la Academia ODS7 es poder brindar a los integrantes de la red un complejo, amplio e innovador conocimiento de las políticas públicas en materia de energía sostenible, a bien de dotar a la sociedad en la implementación de la Agenda de Transición Energética del país.
Como en otros años, para esta 4ta generación, cada uno de los jóvenes fueron seleccionados por sus méritos y potencial necesarios para contribuir de manera significativa a este programa. Las jornadas se desarrollarán tanto en modalidad presencial como vía virtual.
Sobre la Academia ODS7
La Academia ODS7 se imparte en modalidad on-line y presencial, enfatizando sus módulos en temas actualizados del sector energético y los desafíos de la transición energética, en un mundo en el que se debate sobre emisiones de carbono, almacenamiento de la energía, eficiencia energética, penetración de las energías renovables, hidrógeno, entre otros.
Consta de 6 módulos, impartidos cada 2 semanas, con una duración de 3 horas por sesión, y tiene como objeto brindar a los integrantes de la red amplios, actualizados e innovadores conocimiento de las políticas públicas, con la perspectiva de empoderar a la sociedad en la implementación de la Agenda de Transición Energética en Panamá.
Se brinda la oportunidad a los jóvenes para prepararse de manera intensiva con especialistas de primer nivel en temas como: Análisis de la actualidad, Geopolítica Energética e Integración Regional, Economía de la energía y Planificación y Despacho Energético, Transformación Social, Mujeres y Energía, Comunicación Estratégica, Liderazgo, Gestión del Cambio y Manejo de Crisis, Política Pública para el Sector Energético y la Agenda de Transición Energética.
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El especialista en gestión y dirección de proyectos, Rodrigo Brisighello, quien ha consolidado una larga carrera de más de 17 años en la compañía, ha sido designado como Country Manager de AFRY Chile a partir de marzo de 2024. Este nombramiento refuerza el compromiso que AFRY ha puesto en su slogan de “hacer futuro” (#MakingFuture) a través de la ingeniería, potenciando su presencia en Chile con un equipo sólido y experto, para promover la construcción de un futuro sostenible en Chile.
Con más de 20 años de experiencia en la dirección de proyectos industriales, en diferentes países del mundo -entre ellos Brasil y Chile-, Brisighello ha demostrado su capacidad para liderar equipos y enfrentar desafíos complejos en el sector, siempre alineado con el sello de la compañía de aportar, a través de la ingeniería, a construir un futuro más sostenible en los procesos industriales.
En el marco de su designación como Country Manager para Chile, Rodrigo Brisighello expresó su intención de potenciar la presencia de la compañía en el país, la cual ya cuenta con un amplio portafolio de proyectos en las dos áreas estratégicas que operan en el país: Energía y Procesos Industriales.
«Este nombramiento me tiene muy emocionado y probablemente es resultado de la carrera que he desarrollado en la compañía durante varios años, en los cuales me he impregnado de su sello de sostenibilidad, altos estándares de servicios y compañerismo que vivimos en AFRY”.
“Continuaré trabajando bajo el compromiso de hacer futuro, para consolidar nuestra posición de liderazgo en consultoría e ingeniería para la industria, que hemos logrado en el mundo, ahora también en Chile, aprovechando el talento de nuestro equipo local más la amplia experiencia internacional que tenemos gracias a la trayectoria de AFRY”, agregó Brisighello.
Junto con el nombramiento de Brisighello, AFRY también anunció a Ángel Arancibia Sandoval como Deputy Country Manager en Chile, quien se desempeñaba como gerente comercial de negocio hidroeléctrico en el país.
Con este nuevo equipo directivo, AFRY reafirma su compromiso con el desarrollo sostenible y la excelencia en la ingeniería, consolidando su posición como líder mundial en soluciones para un futuro más sustentable, Engineered by AFRY.
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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.
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
, Redaccion EconoJournal
Luis Lucero, abogado especializado en la industria minera, en derecho de los recursos naturales y con experiencia en financiamiento de proyectos, en materia societaria, y en arbitrajes y litigios complejos, será designado por el gobierno como nuevo Secretario de Minería de la Nación.
La cartera había quedado vacante tras la abrupta salida de la salteña Flavia Royón, de breve estadía en ése cargo, por decisión del presidente Javier Milei a modo de réplica a algunos gobernadores cuando ocurrió el rechazo de la “Ley Omnibus” en el Congreso.
“El Dr. Lucero recibió el título de abogado de la Universidad de Buenos Aires; cursó un Posgrado en Derecho Empresario de la Universidad Argentina de la Empresa, y luego varios cursos y seminarios de especialización, destacándose los realizados en temas de politica de gobierno y estrategia corporativa en minería en la Universidad de Dundee; en negociación en Harvard Law School; en fundamentos de ciencias de la organización tanto en Columbia Business School como en la Universidad de Cambridge”, describe al inminente funcionario un comunicado del Ministerio de Economía.
Y agrega, “Lucero además recibió el título de Master of Arts, con honores, por University College London (UCL)”.
Ex-socio del estudio juridico Marval O’Farrell Mairal y, anteriormente, de muy importantes estudios jurídicos del país, Lucero también se desempeñó como consultor en derecho extranjero en Pillsbury Winthrop Shaw Pittman en los Estados Unidos, y ha ocupado posiciones en el directorio y comisiones fiscalizadoras de diversas empresas mineras, distribuidoras de gas, industriales y financieras, destacó la cartera a cargo de Luis Caputo.
Pero además, Economía detalló que “el futuro Secretario de Minería ha expuesto en diversas instituciones nacionales e internacionales sobre temas vinculados a la industria minera y financiamiento de proyectos, destacándose el Center for Energy, Petroleum, Mineral Law and Policy, University of Dundee, donde fue nombrado Honorary Lecturer por el período Octubre 2010 a Septiembre 2013; la Rocky Mountain Mineral Law Foundation; y el United Stated Geological Survey, y ha sido reconocido como un profesional destacado en su área de práctica por numerosas publicaciones locales e internacionales”.
El Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) confirmó días atrás que ajustará sus tarifas un 63% para los usuarios de la provincia de Neuquén.
El incremento tiene lugar después de que la administración nacional estableciera un aumento promedio del 154% para el precio mayorista de energía eléctrica.
A través de un comunicado, el organismo provincial explicó que el aumento establecido por Nación “se constituye por los incrementos tanto para el transporte de energía, como para el precio de referencia de la potencia y el precio estabilizado de la energía en el mercado eléctrico mayorista, implicando en el caso del EPEN, un costo de compra de energía que aumentó más de 4 veces”.
Señalaron que “el precio de referencia de la potencia que se estableció desde la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, pasó de $80.000 al valor actual de $2.682.088, involucrando un incremento del 3252,6%”, lo que implica unas 33 veces más que el valor inicial.
Como consecuencia, informaron que el incremento promedio resultante sobre la factura de energía con vencimiento en el mes de abril, será del 63% promedio. “Esto es, teniendo en cuenta dicho traslado del precio mayorista de la energía y la actualización que se aplicará -de manera escalonada- en el costo de operación y mantenimiento propios de la distribución del servicio del EPEN (VAD), de acuerdo a la composición que tiene la factura de luz que llega a los usuarios”, señalaron.
En el escrito, el EPEN explicó que la factura que llega al usuario se compone de 3 ítems: uno corresponde al costo de abastecimiento por compra de energía, que el EPEN realiza a Cammesa y representa entre un 35 a 40% del total de la factura. A esto se suma el costo propio de la distribuidora que es toda la estructura que la empresa pone a disposición para operar y mantener ese sistema que normalmente se llama VAD, o Valor Agregado por Distribución y que representa entre un 30 a 35% de la factura; y por último, un 25 a 30% que corresponde a impuestos nacionales, municipales, y costos extras del servicio -como puede ser el mantenimiento del alumbrado público- los cuales varían dependiendo de cada Municipio.
Los incrementos en la tarifa de energía, en el esquema actual de subsidios al segmento residencial que mantiene el gobierno nacional, afectarán sobre todo al segmento N1 de mayores ingresos -o que no hayan efectuado la declaración jurada- y a los usuarios no residenciales, comercios y pequeñas industrias.
Desde el gobierno provincial, se continúa trabajando y se avanza para mantener los subsidios vigentes a usuarios que no cuenten con red de gas domiciliario desde mayo hasta agosto, como también agregando un nuevo subsidio a las localidades que no cuentan con planta de GLP.
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La estatal PetroChina recibió este fin de semana un cargamento de crudo Merey de Venezuela para su uso en una nueva refinería, después de que Estados Unidos alivió las sanciones a las exportaciones de petróleo venezolano hace unos meses. En la actualidad, el crudo venezolano se ofrece a diez dólares menos por barril respecto al Brent.
PetroChina utilizará el crudo pesado venezolano en su refinería recién puesta en servicio llamada Guangdong, en la que la petrolera estatal venezolana Pdvsa era socia. Se esperaba que la ley Merey representara la mitad del suministro de crudo, pero PetroChina cortó el acuerdo con Pdvsa en 2019 por los problemas financieros de la empresa venezolana.
Desde que la refinería entró en funcionamiento en 2023, PetroChina compró crudo pesado de Canadá, Ecuador y Colombia para reemplazar los volúmenes venezolanos esperados anteriormente. La flexibilización de las sanciones estadounidenses le da a PetroChina la oportunidad de comprar el Merey de Venezuela, con un descuento reportado de alrededor de 10 dólares por barril frente al ICE Brent.
Sin embargo, si Estados Unidos vuelve a imponer sanciones a las exportaciones de petróleo de Venezuela, es poco probable que PetroChina continúe comprando crudo venezolano, dijeron a Bloomberg fuentes con conocimiento del asunto.
A fines del año pasado, Estados Unidos introdujo un alivio temporal de sanciones desde octubre de 2023 hasta abril de 2024, que ahora permite la producción, venta y exportación de petróleo o gas desde Venezuela. También habilita el suministro de bienes y servicios relacionados con las operaciones de la industria en Venezuela.
Como resultado, las principales casas comercializadoras de petróleo internacionales regresaron al comercio de petróleo con Venezuela.
El gigante estatal chino de petróleo y productos químicos, Sinochem, también compró un cargamento de crudo venezolano en diciembre. Las empresas estatales chinas aprovecha para adquirir crudos más baratos sin pensar en sanciones ahora que Estados Unidos alivió las restricciones.
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Equinor ASA reveló los detalles de un descubrimiento de petróleo y gas denominado Heisenberg en los pozos 35/10-11 S y A del Mar del Norte.
Los cálculos preliminares de la empresa indican que la magnitud del descubrimiento se sitúa entre 134,2 millones y 314,3 millones de pies cúbicos (3,8 millones y 8,9 millones de metros cúbicos estándar) de petróleo equivalente, lo que corresponde a entre 24 millones y 56 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMboe).
Las estimaciones de recursos para Heisenberg antes de la perforación se situaban entre 144,8 millones y 317,8 millones de pies cúbicos (4,1 millones y 9,0 millones de metros cúbicos estándar) de petróleo equivalente, según un comunicado de prensa publicado el jueves por la Norwegian Offshore Directorate (NOD).
Equinor también ha comprobado la existencia de petróleo en la prospección Hummer, según la nota. Los cálculos preliminares sitúan el tamaño de Hummer entre 3,53 millones y 21,2 millones de pies cúbicos (0,1 millones y 0,6 millones de metros cúbicos estándar de petróleo equivalente).
Los pozos son el primero y el segundo perforados en la licencia de producción 827 SB, que es una superficie adicional a la licencia de producción 827 S, donde se realizó el descubrimiento original.
La perforación se llevó a cabo con la plataforma Deepsea Stavanger a unas 87 millas (140 kilómetros) al noroeste de Bergen, según la NOD.
El objetivo principal del pozo 35/10-11 S era delimitar el yacimiento Heisenberg descubierto en el pozo 35/10-9 en el Eoceno inferior del Grup Hordaland.
El objetivo secundario era la prospección de Hummer, en la formación Balder, entre el Paleoceno superior y el Eoceno inferior, según el comunicado.
El pozo 35/10-11 S halló un yacimiento de arenisca de unos 10 metros (32,8 pies) de buena calidad en el grupo Hordaland. El yacimiento era acuífero con trazas de hidrocarburos.
En el objetivo de exploración secundario de la formación Balder, el pozo encontró una columna de petróleo de 9,8 pies (3 metros) en arenisca de un total de 75,5 pies (23 metros) con una calidad de yacimiento de pobre a moderada.
El pozo se perforó a una profundidad medida de 1.853 metros por debajo del nivel del mar y terminó en el Paleoceno del Rogaland Group.
Por su parte, el pozo 35/10-11 A encontró un yacimiento de arenisca de unos 12 metros con una calidad de moderada a buena. El yacimiento tiene una columna de petróleo y gas del Hordaland Group.
El contenido de gas y petróleo se halló a 1.571 metros por debajo del nivel del mar y el contenido de agua y petróleo a 1.576 metros por debajo del nivel del mar. El pozo se perforó hasta una profundidad medida de 1.690 metros bajo el nivel del mar y se terminó en el Eoceno del Grupo Hordaland.
La licencia de producción 827 SB se adjudicó en las Adjudicaciones en Áreas Predefinidas (APA) en 2015, mientras que la superficie adicional, 827 SB, se adjudicó en la APA 2022, dijo la NOD.
Desde entonces, algunas empresas han vendido y los actuales licenciatarios son Equinor, con una participación del 51 por ciento, y DNO Norge, con una participación del 49 por ciento.
Se trata del segundo descubrimiento reciente en el Mar del Norte. La semana pasada, Harbour Energy Norge AS y sus socios confirmaron un descubrimiento de gas en el pozo 15/9-25 del Mar del Norte, a unos 210 kilómetros al oeste de Stavanger.
El pozo, perforado con la plataforma Noble Integrator, es el primero de la licencia de producción 1138, concedida en la APA 2021.
El volumen total de gas se calculó entre 35,3 millones y 105,9 millones de pies cúbicos (1 millón y 3 millones de metros cúbicos estándar) de petróleo equivalente recuperable.
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Después de un mes y medio de estar sin conducción, el Ministerio de Economía designó a Luis Lucero como el nuevo Secretario de Minería de la Nación. Se trata de un abogado especializado en la industria minera, en derecho de los recursos naturales y con amplia experiencia en financiamiento de proyectos, en materia societaria, y en arbitrajes y litigios complejos.
La cartera había quedado acéfala el 10 de febrero pasado, cuando la salteña Flavia Royón renunció al puesto. Royón era la única funcionaria de alto rango del equipo de Sergio Massa que había permanecido en la cartera con la llegada del Gobierno de Javier Milei.
Durante el período de Massa, Royón se había desempeñado como secretaria de Energía y pasó al área de Minería en diciembre. Sin embargo, fue uno de los dos funcionarios a los que Milei desplazó por el fracaso en el Congreso de la Ley de Bases.
Según informó Economía, Lucero recibió el título de abogado de la Universidad de Buenos Aires; cursó un Posgrado en Derecho Empresario de la Universidad Argentina de la Empresa, y luego varios cursos y seminarios de especialización, destacándose los realizados en temas de política de gobierno y estrategia corporativa en minería en la Universidad de Dundee; en negociación en Harvard Law School; en fundamentos de ciencias de la organización tanto en Columbia Business School como en la Universidad de Cambridge. Lucero además recibió el título de Master of Arts, con honores, por University College London (UCL).
Ex-socio del estudio jurídico Marval O’Farrell Mairal y, anteriormente, de muy importantes estudios jurídicos del país, también se desempeñó como consultor en derecho extranjero en Pillsbury Winthrop Shaw Pittman en los Estados Unidos y ha ocupado posiciones en el directorio y comisiones fiscalizadoras de diversas empresas mineras, distribuidoras de gas, industriales y financieras.
El futuro secretario de Minería expuso en diversas instituciones nacionales e internacionales sobre temas vinculados a la industria minera y financiamiento de proyectos, destacándose el Center for Energy, Petroleum, Mineral Law and Policy, University of Dundee, donde fue nombrado Honorary Lecturer por el período Octubre 2010 a Septiembre 2013; la Rocky Mountain Mineral Law Foundation; y el United Stated Geological Survey, y ha sido reconocido como un profesional destacado en su área de práctica por numerosas publicaciones locales e internacionales.
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La empresa “consolida así su plan de inversión”, de más de US$100 millones, que incluye la perforación de nueve pozos hidrocarburíferos en Aguada del Chivato, Neuquén
El expresidente del holding Puente y referente del sector financiero local Federico Tomasevich se asoció a la empresa Patagonia Energy, del Grupo Fratelli -principales accionistas de Sodimac y Falabella- para “consolidar su plan de inversión” en el sector del gas y el petróleo, según informó en un comunicado.
Patagonia Energy anunció que invertirá más de US$ 100 millones en el sector energético. La inversión incluye la perforación de nueve pozos hidrocarburíferos en Aguada del Chivato, Neuquén, hasta 2031. “La perforación de los nuevos pozos es parte del compromiso de Patagonia Energy con el desarrollo energético de la Argentina, y de contribuir al crecimiento de la industria petrolera y gasífera, generando empleo y promoviendo la inversión en infraestructura clave para nuestro país”, señaló Tomasevich en el comunicado.
Patagonia Energy opera el área de Aguada del Chivato y el área de Bocarey desde 2020. Produce unos de 480 barriles de crudo y 40.000 m3 por día de gas. Aguada del Chivato está localizada sobre la “ventana de petróleo” de Vaca Muerta, junto al parque industrial de Rincón de los Sauces, lo que podría representar una “importante ventaja competitiva para un eventual desarrollo no convencional” según Patagonia Energy.
Este año, la empresa, liderada por el ex CEO de YPF Daniel González Casartelli, inició un plan de perforación de tres pozos convencionales de petróleo y gas. La compañía lleva invertidos US$16 millones en estas áreas.
Fratelli es una subsidiaria del grupo Megeve, del grupo Solari, una de las familias más ricas de Chile y su principal inversión es la minera de cobre Mochila, adquirida al grupo Luksic. Fratelli había desembarcado en el mercado energético argentino hace tres años, con la compra de Medanito. Por su parte, los Solari son propietarios de las tiendas Falabella y la cadena de homecenters Sodimac.
Renuncia y nuevo domicilio
Tomasevich, a fines de 2020, había anunciado su renuncia como presidente y director titular de Puente. De acuerdo con el comunicado oficial, fue por motivos “estrictamente personales”. En esa ocasión Tomasevich cambió su residencia fiscal a Uruguay y, por las normas locales, no podía seguir siendo directivo de la empresa.
“La operación de la compañía está creciendo a nivel internacional y Federico Tomasevich va a estar enfocado en esto”, afirmaron desde la compañía. La decisión del ejecutivo está relacionada con las operaciones que Puente, una compañía de capitales ingleses, está por abrir en Estados Unidos y las que ya tiene en otros países de la región. El ejecutivo ya pasaba mucho tiempo fuera de la Argentina y eligió irse del país para poder enfocarse en esos negocios, explicaron.
El nuevo secretario de Minería de la Nación será el abogado Luis Lucero, que se desempeñó como profesional en el estudio jurídico Marval O’Farrell Mairal. La decisión la tomó el ministro de Economía, Luis Caputo, de quien depende la cartera. Lucero “está especializado en la industria minera, en derecho de los recursos naturales y con amplia experiencia en financiamiento de proyectos», afirma el comunicado oficial del gobierno difundido este lunes.
Caputo tenía como principal candidato a asumir la cartera minera a Alberto Carlocchia, ex titular de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), según distintas fuentes consultadas por EconoJournal del sector público y privado. Pero, finalmente, designará a Lucero, un abogado que ahora ejerce como consultor independiente y no responde a una cámara empresaria.
Desde la abrupta salida de la cartera minera de Flavia Royón el 10 de febrero, el gobierno demoró un mes y medio en nombrar a un funcionario al frente de la Secretaría de Minería. Las razones tienen que ver con que en la Casa Rosada y el Palacio de Hacienda evaluaron durante las últimas semanas restructurar la cartera y convertirla en Subsecretaría, reduciendo las direcciones en menos de la mitad, tal como pudo reconstruir EconoJournal de distintas fuentes consultadas.
La idea estaba inspirada en replicar la Subsecretaría de Minería de la década de 1990, cuando Carlos Menem era presidente (hasta que el gobierno de Eduardo Duhalde la elevó a Secretaría). Quienes estaban coordinando la restructuración eran el propio Caputo y el jefe de Gabinete, Nicolás Posse. Ambos funcionarios recibieron en la Casa Rosada el 12 de marzo a ejecutivos de la compañía del grupo Río Tinto, uno de los mayores del sector minero del mundo que en la Argentina opera el proyecto de litio Rincón.
Por ahora la decisión del Poder Ejecutivo es que Minería siga siendo Secretaría. “En principio por ahora todo sigue igual”, aclararon desde el gobierno ante la consulta de este medio. Es decir, con la misma estructura permanecerían las subsecretarías de Política Minera y Desarrollo Minero.
Desde 2011, Luis Lucero fue socio de Marval O’Farrell Mairal, uno de los principales estudios jurídico del país. En la actualidad ejerce como asesor externo de la firma. Antes, había formado parte de los estudios Cárdenas, Di Ció, Romero, Tarsitano & Lucero (2007-2010), Fortunati & Lucero (2003-2007) y Cárdenas, Cassagne & Asociados (1994-2003). Está especializado en derecho minero y energía.
Lucero se recibió de abogado en la Universidad de Buenos Aires, cursó un posgrado en Derecho Empresario en la Universidad Argentina de la Empresa y realizó luego varios cursos y seminarios de especialización, “destacándose los de política de gobierno y estrategia corporativa en minería en la Universidad de Dundee, en negociación en Harvard Law School, en fundamentos de ciencias de la organización, tanto en Columbia Business School como en la Universidad de Cambridge”, resalta el curriculum que difundió el gobierno. “Lucero además recibió el título de Master of Arts, con honores, por University College London (UCL)”, añade.
También se desempeñó como consultor en derecho extranjero en Pillsbury Winthrop Shaw Pittman en Estados Unidos y ocupó posiciones en el directorio y comisiones fiscalizadoras de diversas empresas mineras, distribuidoras de gas, industriales y financieras.
, Roberto Bellato
El Instituto Argentino de la Eenergia General MOsconi, presentó el “Informe Anual de Hidrocarburos” correspondiente al año 2023 con datos de producción, consumo, reservas, pozos perforados, precios, importaciones y exportaciones argentinas. El Informe elaborado por el Departamento Técnico del IAE, dirigido por el Lic. Julián Rojo, utilizado en todos los casos información oficial producida y publicada por la Secretaria de Energía de la Nación.
Según el informe, la producción 2023 de crudo fue récord para la última década, ascendiendo a 231.892.743 barriles, (promedio 630.000 Bb/d), un 9% mayor a la registrada en el año 2022 y 16,1% mayor a la del año 2013, pero 25% menor que la producción de año 1998. La tasa promedio anual de crecimiento fue del 1,5% en la última década.
Convencionales y no Convencionales
La producción convencional de petróleo y gas natural, que representan respectivamente el 52% y 42% del total producido, viene cayendo a tasas del 4,6% y 6,6% anual acumulativo en promedio entre los años 2013 y 2023. Según el informe, los guarismos permiten afirmar que “ha existido un abandono de las políticas clásicas lideradas por la YPF estatal en el Siglo XX, basadas en la exploración de todas las cuencas productivas y la puesta en producción de los nuevos yacimientos descubiertos.”
Producción anual de Gas natural por cuenca, en millones de m3 y variación a.a.
Producción de petróleo por cuenca en Miles de m3 y variación a.a.
Según el IAE, la causa estaría asociada a tres factores bien marcados como el abandono de la exploración en la década de 1990 por YPF; la eliminación en los años 90 del Plan de Exploración a riesgo conocido como “Plan Houston” implementado durante el Gobierno de Presidente Alfonsín y la reconversión y desnacionalización de YPF durante el período 1993-2012 que dejó de lado la exploración de las cuencas continentales y marinas y desactivó los equipos técnicos de alta especialización en geología exploratoria de YPF.
Otra de las posibles causas que señala el informe es el cambio de régimen de Propiedad de los Recursos de Hidrocarburos previsto en el artículo 124 la CN de 1994 que devolvió el dominio de los recursos a las provincias.
La experiencia prueba que no se han descubierto recursos convencionales ni de gas ni de petróleo en territorios provinciales impulsados por las provincias ni tampoco en el mar impulsados por la Nación en ese periodo.
El informe señala también que en 2023, las tasas interanual de declinación de los yacimientos petróleo convencional es del 2,9% mientras que la de gas 8,8%, por lo que a partir del año 2020 se habría acelerado la declinación anual de las cuencas convencionales de gas natural mientras que las de petróleo continúan declinando a una tasa menor. Respecto de la producción de petróleo convencional en 2023 fue un 37,4% inferior a la de 2013, mientras que la de gas es 49,6% menor declinado con vigor desde larga dato.
La producción de gas natural es similar a la del año 2001, y se encuentra en un nivel 7,8% menor a su pico histórico ocurrido en 2004, con un volumen de 52.157 millones de m3. Según el IAE, estos datos ponen en evidencia la caída de la producción en los últimos 20 años y que la no convencional no ha podido revertir.
En opinión del IAE la causa de caída de la producción de hidrocarburos convencionales es la baja inversión y los resultados insatisfactorios en la exploración de las formaciones y reservorios convencionales de las cuencas terrestres, con la consiguiente reducción drástica de la inversión de riesgo.
La muy baja inversión en exploración comparadas con el S XX se reflejan en la disminución de las reservas comprobadas, probables y posibles de petróleo y gas natural en las cuencas convencionales, según los datos oficiales de la Secretaría de Energía. En el periodo 2012-2022, las reservas comprobadas de petróleo y gas se redujeron significativamente en términos absolutos, en todas las cuencas con excepción de la Neuquina –única cuenca en crecimiento productivo- que impulsa el crecimiento total a partir de la actividad no convencional.
Recomendación
Para el IAE el ritmo de declinación productiva de gas natural convencional es muy pronunciado. El informe arroja dardos sobre la Secretaría de Energía cuando afirma que “…no hay, ni hubo, una explicación causal convincente de esta fuerte anomalía por parte de la Secretaria de Energía de ninguno de los gobiernos del presente siglo”. El informe sugiere que YPF debería elaborar un informe actualizado sobre la potencialidad de la Argentina en todas las cuencas continentales y marinas que permita al país fijar una política hidrocarburífera de largo plazo.
Durante 2023 las ventas de nafta aumentaron 4,4% respecto del año anterior mientras que el consumo de gasoil se redujo 0,8% en relación a 2022. En el caso de las ventas de naftas, se registró un récord de ventas en la última década.
Las ventas totales de gas natural, en 2023, fueron 1,2% menor observándose que no se logró recuperar los niveles de consumo previos al año 2020: la demanda es 5,5% menor a la de 2019 y 9,5% inferior a la del año 2018 momento en que se demandó el máximo de la década.
Las transferencias corrientes nominales medidas en dólares corrientes sumaron USD 11.353 millones y se redujeron 14,4% en el acumulado a diciembre de 2023 respecto del año anterior. Esto implicó menores subsidios por un monto de USD 1.912 millones explicado por los subsidios a CAMMESA que se redujeron 33,9% anual en dólares y ocuparon el 52% del total de las transferencias corrientes por conceptos energéticos.
En cuanto a la tendencia histórica de los subsidios a la energía en términos anuales, el pico de subsidios se dio en el año 2014 con un total de USD 24.704 millones. A su vez, en los últimos once años los subsidios acumularon USD 149.036 millones, un monto que equivale al 28% del PBI del año 2023.
Los programas relacionados a la producción de gas natural (Plan Gas no convencional, Ex Plan Gas y Plan Gas.Ar) han recibido transferencias por un total de USD 10.310 millones desde el año 2013, momento en el que entraron en vigencia. En el año 2021 entró en vigencia el Plan Gas.Ar que, en 2023, es el único vigente y sumó USD 456 millones. Esto es un aumento del 58,1% respecto al año anterior a la vez que tiene un peso del 4% sobre el total de las transferencias corrientes.
La importación de gas de Bolivia se redujo 40,4% entre 2022 y 2023, y es 59,8% menor a la del año 2013. En la última década la importación de gas natural por gasoducto ha disminuido un 8,7% en promedio anualmente.
La importación de Gas natural Licuado (GNL) aumentó 13,8% entre el año 2022 y 2023, mientras que en el último año fue 53,1% menor a la del año 2013. Es decir, bajo este criterio la importación de GNL de redujo 7,3% promedio anual en la última década.
En la suma del total del Gas entregado a usuarios, el 12,2% corresponde al gas importado (Gas natural y GNL) totalizando compras al exterior por 4.962 MMm3.
En el año 2023 se redujo la importación de gas natural mientras crecieron las compras de GNL por barco. Por otra parte, en el mismo periodo se redujo la importación de gasoil luego de llegar, en 2022, a valores máximos de la década. Este combustible se utilizó mayormente para la generación de energía eléctrica.
Entre 2013 y 2023 el monto total de exportaciones energéticas aumentó 41,7%, lo cual implica un incremento promedio anual del 3,5% en el valor energético exportado en el periodo. Por otra parte, las importaciones tuvieron una reducción absoluta del 36,4% en la última década y una disminución promedio anual del 4,4%. En el último año las exportaciones se redujeron significativamente menos que las importaciones: cayeron 7,4% y 38,4% respectivamente en relación a 2022. Esto resultó en un déficit comercial energético de solo USD 46 millones.
*Consideraciones técnicas: El presente informe anual de hidrocarburos puede contener diferencias en los datos históricos respectos a sus versiones anteriores. Esto se debe a que se ha cambiado la metodología y utilización de bases de datos principalmente en dos temas centrales: producción de petróleo y gas y subsidios energéticos. En el primer caso se utiliza en conjunto las Tabla SESCO y la base de datos de producción de gas y petróleo por pozo (Capitulo IV), mientras que en el segundo caso se utilizan datos del concepto “Transferencias” para partidas seleccionadas publicados en Presupuesto Abierto.
Transportarlo vía el gasoducto Bolivia-Brasil, invirtiendo el flujo actual del gasoducto Norte, concluir las tareas del ducto Presidente Néstor Kirchner o enviar GNL por barco a terminales de la costa brasileña son algunas de las opciones consideradas. El gasoducto Bolivia-Brasil, invirtiendo el flujo actual del gasoducto Norte, es la primera opción que evalúa la estatal brasileña. El director de Transición Energética y Sostenibilidad de la petrolera estatal brasileira, Maurício Tolmasquim, informó que Petrobras está examinando tres posibles alternativas para importar gas natural argentino desde Vaca Muerta. Los evaluadores llevarían el gas vía el gasoducto Bolivia-Brasil, invirtiendo el flujo actual del […]
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El CEO de Techint dijo que es necesario resolver problemas regulatorios para aprovechar el gigantesco potencial de la formación no convencional. Confió que Javier Milei lo resolverá. El CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca, aseguró que la producción de hidrocarburos no convencinales de Vaca Muerta, que actualmente es de 300 mil barriles diarios, podría alcanzar un millón de barriles si llegan las inversiones necesarias a la región. El empresario ítalo-argentino destacó que Vaca Muerta tiene reservas de gas superiores a las de la cuenca de Permian, en Estados Unidos, y petroleras equivalentes al yacimiento norteamericano. «El problema está en la […]
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Energía Argentina realizó el viernes pasado la firma de los contratos con la empresa BTU para la construcción de los dos tramos pendientes del proyecto denominado Reversión del Gasoducto Norte. El acto, que tuvo lugar en la sede de la compañía, fue encabezado por Juan Carlos Doncel Jones, presidente de Energía Argentina, acompañado por Rigoberto Mejía Aravena, vicepresidente y Horacio Amartino, Director de la Unidad de Ejecución de Gasoductos. Por BTU participó su presidente, Carlos Mundín. Las obras incluyen la construcción de 22 km del gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, provincia de Córdoba, con caños de 36 pulgadas […]
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La tendencia mundial indica que los hidrocarburos no convencionales seguirán creciendo. Sigue incierto el futuro del hidrógeno y se prevé un importante incremento de la demanda eléctrica mundial. La agenda se orientó en 4 ejes clave: seguridad energética, transición con cero emisiones, demanda eléctrica y oportunidades de inversión en GNL.La agenda se orientó en 4 ejes clave: seguridad energética, transición con cero emisiones, demanda eléctrica y oportunidades de inversión en GNL. Los CEOs de las empresas energéticas más importantes del mundo, ministros de Energía de varios países y destacados especialistas analizaron el presente y futuro de la industria energética global […]
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Tras la reactivación de las instalaciones de Loma de la Lata, la industrialización local ha permitido que el gas de Vaca Muerta llegue a toda la provincia. Después de 17 años de inactividad, YPF comenzó la producción de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en Loma de la Lata mediante la separación de propano y butano (gases ricos, C3 y C4). Esto permitirá a Hidenesa (Hidrocarburos del Neuquén SA), empresa dependiente del Ministerio de Infraestructura de Neuquén, evitar tener que buscar en Bahía Blanca este fluido industrializado. En su discurso del 1 de marzo, el gobernador Rolando Figueroa prometió el trabajo […]
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El Gobierno nacional respetará los contratos firmados, pero apunta a exportaciones plurianuales de gas. Una nueva política para la producción nacional. La disertación de Eduardo Rodríguez Chirillo en AnCham Summit permitió conocer lo que busca la Secretaría de Energía en materia de hidrocarburos. El objetivo es lograr contratos a largo plazo y menos intervención estatal para que las empresas tengan libertad de establecer los mejores acuerdos posibles. “Tenemos que dejar el esquema del Plan Gas con contratos a tan corto plazo para pasar a contratos de 10 años”, subrayó el titular de la cartera energética. Esa afirmación generó confusión en […]
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Equinor descubrió nuevos pozos denominados Heisenberg en el Mar del Norte. Los cálculos preliminares de la empresa indican que la magnitud del descubrimiento se sitúa entre 134,2 millones y 314,3 millones de pies cúbicos (3,8 millones y 8,9 millones de metros cúbicos estándar) de petróleo equivalente, lo que corresponde a entre 24 millones y 56 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMboe). Las estimaciones de recursos para Heisenberg antes de la perforación se situaban entre 144,8 millones y 317,8 millones de pies cúbicos (4,1 millones y 9,0 millones de metros cúbicos estándar) de petróleo equivalente, según un comunicado de prensa publicado por Norwegian Offshore Directora (NOD).
Equinor también verificó la existencia de petróleo en la prospección Hummer, según la nota. Los cálculos preliminares sitúan el tamaño de Hummer entre 3,53 millones y 21,2 millones de pies cúbicos (0,1 millones y 0,6 millones de metros cúbicos estándar de petróleo equivalente).
Los pozos son el primero y el segundo perforados en la licencia de producción 827 SB, que es una superficie adicional a la licencia de producción 827 S, donde se realizó el descubrimiento original.
La perforación se llevó a cabo con la plataforma Deepsea Stavanger a unas 87 millas (140 kilómetros) al noroeste de Bergen, según la NOD.
El objetivo principal del pozo 35/10-11 S era delimitar el yacimiento Heisenberg descubierto en el pozo 35/10-9 en el Eoceno inferior del Grup Hordaland.
El objetivo secundario era la prospección de Hummer, en la formación Balder, entre el Paleoceno superior y el Eoceno inferior, según el comunicado.
El pozo 35/10-11 S halló un yacimiento de arenisca de unos 10 metros (32,8 pies) de buena calidad en el grupo Hordaland. El yacimiento era acuífero con trazas de hidrocarburos.
En el objetivo de exploración secundario de la formación Balder, el pozo encontró una columna de petróleo de 9,8 pies (3 metros) en arenisca de un total de 75,5 pies (23 metros) con una calidad de yacimiento de pobre a moderada.
El pozo se perforó a una profundidad medida de 1.853 metros por debajo del nivel del mar y terminó en el Paleoceno del Rogaland Group.
Por su parte, el pozo 35/10-11 A encontró un yacimiento de arenisca de unos 12 metros con una calidad de moderada a buena. El yacimiento tiene una columna de petróleo y gas del Hordaland Group.
El contenido de gas y petróleo se halló a 1.571 metros por debajo del nivel del mar y el contenido de agua y petróleo a 1.576 metros por debajo del nivel del mar. El pozo se perforó hasta una profundidad medida de 1.690 metros bajo el nivel del mar y se terminó en el Eoceno del Grupo Hordaland.
La licencia de producción 827 SB se adjudicó en las Adjudicaciones en Áreas Predefinidas (APA) en 2015, mientras que la superficie adicional, 827 SB, se adjudicó en la APA 2022, dijo la NOD.
Desde entonces, algunas empresas han vendido y los actuales licenciatarios son Equinor, con una participación del 51 por ciento, y DNO Norge, con una participación del 49 por ciento.
Se trata del segundo descubrimiento reciente en el Mar del Norte. La semana pasada, Harbour Energy Norge AS y sus socios confirmaron un descubrimiento de gas en el pozo 15/9-25 del Mar del Norte, a unos 210 kilómetros al oeste de Stavanger.
El pozo, perforado con la plataforma Noble Integrator, es el primero de la licencia de producción 1138, concedida en la APA 2021.
El volumen total de gas se calculó entre 35,3 millones y 105,9 millones de pies cúbicos (1 millón y 3 millones de metros cúbicos estándar) de petróleo equivalente recuperable.
La producción de gas disminuyó más del 40%, aproximadamente 142 millones de metros cúbicos, mientras que se experimentó una baja del 5.2%, alcanzando casi 20 mil metros cúbicos en comparación con enero del 2023. Comparando el mismo período del año anterior con el mes de enero, los datos oficiales más recientes muestran una importante caída en la producción de gas y petróleo en la provincia de Tierra del Fuego. Aunque se registró una disminución en la producción de petróleo y gas en Tierra del Fuego en enero del presente año en comparación con enero de 2023, según los datos divulgados […]
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Un trabajo de Charles Massano (*) propone nuevos principios para la reconstrucción del sistema tarifario del transporte de gas en Argentina, que actualmente se basa en tarifas máximas por capacidad “en firme” y sugiere cambiar a un sistema de tarifas por volumen reservado en puntos de entrada y salida, similar al utilizado en Europa, para promover la eficiencia y flexibilidad en la asignación de costos. Este es un extracto del documento.
El actual sistema de tarifas reguladas que remunera el transporte de gas por gasoductos en Argentina está basado en el concepto de “tarifas máximas”. Éstas pagan por la disponibilidad de capacidad “en firme”1 para mover el gas entre dos puntos del sistema.
Esas tarifas se establecieron para rutas determinadas, que permiten unir un Punto de Ingreso o recepción determinado (entrada al sistema) con uno de Entrega o salida determinado (salida del sistema).
Hemos elaborado una propuesta2 para cambiar el actual sistema de tarifas por volumen reservado sobre una ruta determinada, por otro muy utilizado en el resto del mundo (sobre todo en Europa) que aplica tarifas a los volúmenes reservados en firme para ingresar gas al sistema en un punto determinado y, de manera independiente, extraer el gas del sistema en otro punto determinado, también con reserva firme de capacidad. Igual que en el sistema de rutas fijas, la distancia también juega un papel en la asignación de costos, pero no depende exclusivamente de una única ruta que una los puntos de ingreso (Entrada) con los de egreso (Salida).
Consideraciones para la realización de nuestra propuesta.
Los siguientes elementos fueron considerados para el diseño de la propuesta:
El Sistema Tarifario de transporte de gas debe permitir incorporar nuevos horizontes productivos (y generar precios net-backs adecuados).
La demanda, en zonas productivas, debe pagar los menores cargos por transporte.
Las distribuidoras deben tener prioridad de asignación firme en puntos que se vinculen con rutas directas (más cortas), sólo para abastecer su demanda cautiva.
Debe considerarse la reversión del Sistema Norte, sin incrementar en demasía el costo del servicio en esos nuevos destinos.
Debe preverse una caída importante en el factor de uso del transporte de gas para la generación de electricidad, pero aún considerar que su demanda eventual debe ser abastecida, en su función de back-up de las fuentes renovables.
Debe preverse un menor período de recuperación de inversiones, a partir del avance de las energías renovables.
Los compromisos firmes de transporte para exportación deben tener en cuenta las características físicas del sistema y el uso que de él hace el Mercado Interno.
El “blending” con H2 o biogás no debe ser promovido, ya que es más eficiente producir esos combustibles cerca de su demanda y no transportarlos por ductos por grandes distancias (al menos mientras el transporte por ductos sea escaso).
Los cargos variables por compresión debieran ser cero o negativos cuando se inyecta GNL regasificado (dependiendo de la situación del sistema en la zona de inyección).
Objetivos y Principios para la reconstrucción del Sistema Tarifario del transporte de gas por ductos.
Los siguientes objetivos y principios son los que definen a nuestra propuesta:
Recaudar el Requerimiento de Ingresos (RdeI) de todas las transportistas.
Definir un único Sistema y Cuadro Tarifario para todas las transportistas.
Definir tarifas basadas en los criterios de asignación de costos por capacidad contratada por punto de Entrada y por punto de Salida del sistema de transporte.
Establecer cargos fijos, basados en gastos de inversión y operativos; y variables, que reflejen costos de compresión/combustible y pérdidas, definidos como porcentaje total a retener del gas entregado (sin grossing-up).
Incorporar un cargo que sea una señal de escasez de capacidad en los puntos de Entrada y Salida del sistema. Su recaudación estaría fuera del RdeI y se usaría para solventar expansiones/extensiones y/o ajustar la recaudación efectiva al RdeI. No se aplicará a servicios firmes.
Incorporar un servicio “Prioritario” para generadores, que recaude algo más que el actual interrumpible por cada m3 transportado (sobre el que tendrá prioridad), similar a un “firme condicionado” al uso, por parte de los cargadores originales, de su capacidad firme (debe evaluarse su eventual prioridad sobre la reventa).
Morigerar el impacto de las distancias entre puntos de Entrada y de Salida en la asignación de costos, utilizando el concepto de Parking de Equilibrio del Sistema (SBP) y el servicio de Parking, para promover el ingreso de nuevos horizontes productivos, responder al problema de reversión del Sistema Norte y minimizar la parte del Line-Pack que entra en la Base Tarifaria.
Establecer subsidios cruzados en la asignación de costos, utilizando el SBP y el parking como instrumentos, en beneficio de las zonas productivas y de la demanda del Sistema Norte revertido, compensados con mayores cargos de Salida para exportación.
Establecer cargos variables para demanda no firme que dependerán del estado del sistema, y que podrían ser negativos para la inyección de gas muy cerca de su demanda.
Metodología.
La elaboración de la propuesta se realizó considerando las siguientes tareas y requisitos:
Separación de los costos que integran el RdeI en dos grupos o conceptos:
Costos asignables a los Puntos de Entrada y Salida (basados en costos efectivos).
Descuentos asignables al servicio de SBP (respecto al de rutas directas).
Asignación de esos costos entre Entrada y Salida; y entre rutas desde Neuquén y el resto.
Cálculo los porcentajes que se percibirán como gas retenido (calculados para ser aplicables sin grossing-up), correspondientes a los costos de compresión/combustible. Podrán ser cero o negativos en Puntos de Entrada cuando se inyecta GNL regasificado. Se determinarán al conocer la ruta final del volumen diario entregado.
Cálculo de los cargos de Entrada y Salida aplicando a la porción del RdeI que deba recuperarse en cada función, un set de ponderadores de suma 100, basados en distancia y capacidad contratada.
Definición de los cargos para rutas directas: serán los cargos por ingresar gas en firme en Puntos de Entrada y por extraerlo en Puntos de Salida, sin descuento. Este servicio estará disponible para cualquier cargador. Será el único disponible cuando la distancia es corta (la Salida cerca de la Entrada).
Definición y cálculo del costo del servicio SBP, que se obtendrá por un descuento fijo aplicable al cargo por ingreso de gas en cada Punto de Entrada que tenga ese servicio.
Los cargos de Entrada SBP serán utilizados para distancias largas, porque tendrán menos costo que utilizando el servicio para rutas directas.
Los días mínimos de parking para usar el SBP serán proporcionales a la distancia entre el Punto de Entrada y el Punto de Salida utilizados. En cada PE SBP, el costo de ese servicio en ese punto es el mismo, independientemente de los días operativos (DOs) de parking que involucre.
Definición de cargos variables para enviar señal de escasez de capacidad en cada punto de Entrada y de Salida, calculados diariamente en función de la situación de cada punto (Cargos de Oferta/Demanda -COD). En los DOs sin demanda No firme de capacidad en un PE o PS, el COD es cero en ese punto y DO.
Se calculan multiplicado un 0 < factor ≤ 1 por el Costo de Referencia del gas, que es una proporción del Precio de Referencia resultante de un proceso de subasta periódico. El factor (FCOD) se calcula como la proporción que la demanda No firme de un DO en un punto de Salida tiene respecto a la máxima capacidad No firme posible autorizada en el punto.
No se aplica a contratos de capacidad en firme (usen o no SBP).
Pueden ser negativos en PEs en los que se inyecta gas con influencia inmediata en punto/s de Salida con demanda No firme (como el gas de Bolivia o la inyección de GNL).
Las distribuidoras y SDB no lo pagan cuando demandan servicio interrumpible, si el despacho de gas para clientes de unbundling del Punto de Salida o de la Subzona (si la SZ usa más de un PS), es cero en ese DO.
La recaudación de estos cargos podrá ser utilizada para estabilizar los ingresos (complementan a la recaudación, si el RdeI no se completó con los cargos por Entrada y Salida) o para solventar expansiones/extensiones del sistema.
Podría agregarse un “no-notice service” (NNS), que implicaría un cargo variable por (exceso de) demanda, más un cargo por desbalance de gas. No siempre estará disponible.
El siguiente esquema sintetiza la alternativa de utilización del SBP:
Este otro esquema compara ambos sistemas tarifarios; el actual y la propuesta que formulamo:3
Y finalmente, el siguiente esquema exhibe las opciones para la construcción del cuadro tarifario de la propuesta (que en su versión completa incluye la posibilidad de utilizar cargos estampilla):
Ventajas de la propuesta.
Para terminar, señalamos las ventajas que entendemos favorecen a la propuesta que realizamos:
Permite facturar el RdeI con la mera aplicación de los cargos fijos a reservas de capacidad, dejando otras fuentes de ingresos para usos tales como el repago del financiamiento de extensiones/ampliaciones del sistema (TI, Prioritario, Parking, NNS).
El modelo tarifario utiliza varios parámetros de asignación de costos, cuya determinación depende de las necesidades del sistema, y cuya adaptación a las circunstancias que aparezcan en cada Período de Revisión, constituirá la base de cada Revisión Tarifaria.
Al utilizar capacidad a ser contratada en puntos de Entrada y de Salida, permite la elección de rutas según la conveniencia de cada cargador, que elegirá el Punto de Salida en evento distinto y posterior al de ingreso del gas por un punto de Entrada. Los cargadores comercializadores de gas y capacidad (bundle o no), tendrán así más opciones. También facilitará el accionar de mercados de gas organizados, para contratos a término y suministro spot (desbalances).
El recurso SBP permite aplicar un descuento sobre la tarifa de ciertos Puntos de Entrada a ser utilizados en “rutas largas”, a cambio de mantener un mínimo tiempo de Parking (que no afecta el costo del servicio y facilita su prestación).
La relación entre la cantidad de DO de parking requeridos y la distancia a recorrer por el gas tiende a facilitar la operación del sistema.
El servicio de Parking no relacionado con el de SBP, se facturará por cada DO de Parking y dependerá del PE donde ingresó el gas.
Por último, los cargos de O/D y otros por servicio no relacionados con la obtención del RdeI, serán instrumentos para financiar extensiones/expansiones o completar el RdeI, de resultar necesario
En el sistema argentino, el servicio interrumpible se factura por unidad transportada, asumiendo un factor de carga del 100% (como si el volumen transportado hubiese tenido el volumen de reserva exacta necesaria). Aunque este principio ha sido alterado con modificaciones “ad hoc” realizadas en las tarifas, como consecuencia de las necesidades de solventar expansiones al tiempo que se elegía minimizar el aumento total necesario en la facturación regulada. Aunque ello parezca un objetivo encomiable, resulta en señales ineficientes de precios, que incentivan el desplazamiento de la demanda adicional firme hacia demanda interrumpible, que podrá ser abastecida con la nueva capacidad solventada por los usuarios a los que les aplican los aumentos necesarios para solventar la expansión ocurrida.
︎De próxima publicación en el ámbito académico ︎Se sigue la metodología establecida en el REGLAMENTO (UE) 2017/460 DE LA COMISIÓN EUROPEA: “Reglamento para el diseño de estructuras tarifarias armonizadas de transporte de gas”
El esquema es apenas demostrativo, está inspirado en el sistema argentino de transporte de gas natural y no pretende ser exhaustivo. ︎
(*) CH. J. Massano es Licenciado en Economía de la Universidad Nacional de Córdoba. Obtuvo la Maestría en Políticas Públicas en el Instituto Torcuato Di Tella. Desde 1990 se desempeñó como consultor independiente en temas energéticos, participando en el análisis de los negocios emergentes del proceso de privatización en Argentina.
Asesor de Gabinete en la Subsecretaría de Combustibles y Consultor de la Secretaría de Energía; colaboró en las tareas del Comité de Privatización de Gas del Estado S.E. Fue Gerente de Desempeño y Economía del ENARGAS desde su creación y hasta Febrero de 1997; fue responsable de la conducción del primer proceso de revisión quinquenal de tarifas del servicio de gas por redes. Colaboró con la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia, Director del Ente Regulador de los Servicios Públicos de la Provincia de Salta; asesor en negocios con gas del Grupo Camuzzi y director en sus controladas en Argentina, Gas Pampeana y Gas del Sur, Líder del proyecto de creación del Mercado Electrónico de Gas y la Réplica de los Despachos de gas natural por cañerías.
Siendo asesor de la SE, participó en la organización de los fideicomisos de expansión del sistema de transporte de gas natural y asesoró a la Procuración del Tesoro de la Nación en la defensa frente a demandas arbitrales que involucran negocios energéticos en el país. Su actividad reciente es la consultoría en los aspectos económicos de la regulación de los servicios públicos y negocios energéticos, para organismos regulatorios, empresas y asociaciones empresarias, tanto en el ámbito nacional como en otros países de Iberoamérica (Chile, Perú, Bolivia, Brasil, Guatemala, Uruguay); y la evaluación de daños y negocios en arbitrajes internacionales que involucran empresas energéticas.
PetroChina, el principal productor de petróleo y gas de China y veinticinco años de actividad, registró un beneficio récord de US$ 22.328 en 2023, lo que representa un incremento del 8,3% en comparación con el año anterior, informó la empresa.
Los ingresos de la compañía sumaron en el último ejercicio un total de US$ 415.984 , un 7% por debajo de la cifra contabilizada un año antes, como consecuencia principalmente del efecto combinado de la disminución de los precios y el aumento del volumen de ventas de los productos de petróleo y gas.
En el ejercicio anterior, PetroChina elevó un 19,4% el volumen de ventas de petróleo crudo y un 5,1% el volumen de las ventas de gas natural, aunque los precios medios disminuyeron un 13,2% y un 22,7%, respectivamente.
Equinor ASA ha hecho públicos los detalles de un descubrimiento de petróleo y gas llamado Heisenberg en 35/10-11 S y A en el Mar del Norte. Según los cálculos preliminares de la compañía, la magnitud del descubrimiento fue de entre 134,2 y 314,3 millones de pies cúbicos (3,8 y 8,9 millones de metros cúbicos estándar) de petróleo equivalente, o entre 24 y 56 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe). Según un comunicado de prensa publicado el jueves por la Norwegian Offshore Directorate (NOD), las estimaciones de recursos para Heisenberg previamente a la perforación se situaban entre 144,8 millones y […]
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La carrera está orientada a la actividad petrolera y prepara a los estudiantes para desempeñar sus actividades en empresas y operadoras. La municipalidad de San Patricio del Chañar informó que recientemente, con la presencia del intendente Gonzalo Nuñez, se relanzó la Tecnicatura en Hidrocarburos y Geociencia para 19 nuevos estudiantes dictada por la Universidad Siglo 21. Acompañaron el relanzamiento la subsecretaria de Promoción, Educación de las Infancias y Juventudes, Macarena Cifuentes, la subsecretaria de Educación del Área de Vinculación de Universidad Siglo 21, Romina Julio, el gerente del Campus Educativo, Pablo Figueroa, y la responsable pedagógica del Campus Educativo, María […]
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Los productos sirven para controlar derrames de líquidos inflamables, absorber aceites y grasas. Además, pueden usarse en tierra y agua, lo que los habilita para solucionar grandes problemas de industrias en el mundo. Los técnicos de ProMendoza visitaron Clean Oil, una empresa mendocina especializada en la producción y comercialización de materiales para el control de derrames de hidrocarburos, aceites y grasas y otros productos absorbentes de origen mineral y orgánico, sustentables y biodegradables. El objetivo es seguir trabajando en la internacionalización de estos novedosos desarrollos creados en esta empresa ubicada en Las Heras, Mendoza. El director de Clean Oil, Fernando […]
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El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) que el gobierno nacional impulsa a través de la nueva versión Ley Ómnibus podría dejar afuera de sus beneficios en los hechos a las pequeñas y medianas empresas que operan en Vaca Muerta. Así lo advirtió Ariel Kogan, ex vicepresidente de Cammesa y asesor en temas energéticos. En conversación con Econojournal, aseguró que el RIGI contempla beneficios fiscales e impositivos a los titulares de grandes inversiones, pero no tiene en cuenta a las empresas prestadoras de servicios que deberían costear insumos y equipos sin ningún tipo de reducción fiscal.
El RIGI tiene como objetivo impulsar grandes inversiones extranjeras y nacionales bajo un marco que brinde “certidumbre, seguridad jurídica y protección especial” a los sectores considerados de mayor potencial para el desarrollo económico del país, como Agroindustria, Minería, Energía, Gas y Petróleo, Tecnología e Infraestructura.
El proyecto busca incentivar inversiones en Agroindustria, Minería, Energía, Gas y Petróleo, Tecnología e Infraestructura.
En este sentido, Kogan remarcó que “hay un bache dentro del régimen ya que para las empresas titulares de los proyectos de inversión tiene una serie de beneficios relacionados con el Impuesto a las Ganancias, la amortización del IVA y la exención del pago de derechos de importación y exportación sobre los bienes que van a utilizar en dicho proyecto, pero esto no se replica a empresas prestadoras de servicios”.
De esta forma, dejaría afuera a toda la cadena de valor de Vaca Muerta que participa directamente en las operaciones del upstream, pero no lo hace bajo la titularidad del proyecto de inversión, tal como marca el RIGI incluido en el proyecto de ley.
“Las empresas no pueden competir en materia de costos con la propia operadora titular autogestionando sus servicios”, manifestó. “Por ejemplo, si hace falta importar una grúa especial la empresa madre del proyecto necesita un servicio que la incluya y, en ese caso, las prestadoras quedan en inferioridad de condiciones”, agregó el ex funcionario.
Kogan indicó que el régimen podría funcionar adecuadamente en otros sectores de la economía, pero en el caso de hidrocarburos o minería haría falta que tome en cuenta al resto de la cadena de valor. “De otra forma, lo que se está haciendo es obligar a la operadora a prestar el servicio, lo que les complicaría la vida a todas las pymes neuquinas”, analizó.
En el caso de las obras de midstream, aseguró que se daría la misma situación: “El RIGI tal como está genera todo lo contrario a lo que sería razonable que exista, que es mayor participación al valor agregado de la industria de empresas las nacionales y locales”, sostuvo el consultor.
Por último, consideró que la solución a este problema podría darse a través de la redacción de un artículo dentro del régimen que contemple las inversiones que son realizadas a través de concesiones y que impliquen la contratación de servicios especiales.
Fuentes de la Federación de Cámaras Empresarias del Sector Energético de Neuquén (FECENE) opinaron que “hay intereses en conflicto con las grandes empresas. No creo que la omisión haya sido un simple descuido ya que tampoco han tenido interés en aplicar el Compre Neuquino (Ley provincial 3338). Lamentablemente, no hay multas por incumplirlo y en la realidad funciona porque hay mucho trabajo para todas las empresas locales”.
Otra fuente del sector empresarial neuquino consultada, agregó que el RIGI “no tiene un tipo de beneficios ni apoyo concreto a las Pymes, pero tampoco las excluye. Lo que hace es empujar la inversión a través de volúmenes grandes y no hace una distinción por tamaño de empresa sino por monto de inversión”.
Según indica el texto, al RIGI podrán adherirse los vehículos de proyecto único (VPU) que califiquen como gran inversión en los sectores considerados prioritarios, explicitando el único objetivo de llevar adelante tal proyecto. Dentro de los VPU se podrán considerar sociedades anónimas, sucursales de sociedades extranjeras, sucursales dedicadas, uniones transitorias y contratos asociativos.
Los VPU adheridos al RIGI tendrán, entre otros beneficios, la posibilidad importar y exportar libremente bienes y servicios para la construcción, operación y desarrollo del proyecto adherido, “sin que puedan aplicárseles prohibiciones ni restricciones directas, restricciones cuantitativas, cupos o cuotas, de ningún tipo”.
, Laura Hevia
Tras ser tratada en reiteradas sesiones del Congreso Permanente, el pasado 23 de marzo del presente año, la presidenta de la república, Dina Boluarte, oficializó la aprobación de la ley del fomento al hidrógeno verde en Perú (Ley N° 31992), a través de su publicación en el Diario El Peruano.
Esta normativa recae en los proyectos de le ley 3267, 3272 y 4374, y tiene como objetivo fomentar la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.
La iniciativa tiene como finalidad mejorar la calidad de vida de la población como resultado de la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero.
El documento incluye los usos del hidrogeno verde, los requisitos necesarios para su certificación y la promoción la investigación científica a través de programas para impulsar proyectos y emprendimientos de innovación y transferencia tecnológica del vector.
Además, fomenta el otorgamiento de beneficios económicos y tributarios para toda la cadena del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en sus diferentes aplicaciones e incentivará la aplicación industrial de este recurso como combustible de uso vehicular, agrícola, industrial, aéreo, marítimo, para transporte público y de carga, y otras aplicaciones no energéticas para reemplazar el uso de combustibles fósiles.
En las disposiciones complementarias finales de la normativa, se declara de interés nacional la investigación los objetivos de esta ley y se establece que la implementación se financiará con cargo al presupuesto institucional de las entidades correspondientes.
En cuanto a la reglamentación, el Poder Ejecutivo, en un plazo no mayor de ciento ochenta días calendario contados a partir de la entrada en vigor de la presente ley, aprobará el reglamento y la normativa adicional que sea necesaria para la aplicación de esta ley.
La norma faculta al Ministerio de Energía y Minas (Minem) a formular las políticas y los planes energéticos sectoriales para el desarrollo de la cadena de valor del hidrógeno verde, desde su producción hasta su uso final. Las políticas deberán alineadas con los objetivos del Ministerio de la Producción (Produce), del Ministerio de Transportes y Comunicaciones (MTC), del Ministerio del Ambiente (Minam) y del Ministerio de Economía y Finanzas (MEF).
Críticas en la definición
Cabe destacar que la regulación se aprobó a pesar de críticas de varios referentes del sector y autoridades políticas a la definición de hidrogeno verde utilizada, en la que se define a este como “un vector energético producido con tecnologías de bajas emisión de gases de infecto invernadero”.
Sin embargo, según algunos congresistas, representantes de la Asociación Peruana de Renovables (SPR) y otros expertos para que el hidrógeno pueda ser catalogado como verde universalmente debe producirse a través de energía renovable, como la solar o eólica, que no tiene emisiones de gases de efecto invernadero.
Como ya había anticipado Energía Estratégica, desde el sector alertan que está definición podría traer problemas en la exportación del hidrogeno verde y sus derivados a futuros por no excluir a tecnologías como la biomasa o el bio gas y estandarizar el término a nivel internacional.
La entrada Es oficial: Perú aprobó la ley que promueve el hidrógeno verde como combustible se publicó primero en Energía Estratégica.
Genneia fue una de las grandes empresas que se hizo presente en el mega evento Future Energy Summit Argentina, que reunió a más de 500 líderes y referentes del sector de las energías renovables del país y la región.
Bernardo Andrews, CEO de Genneia, reveló los planes de la compañía, que recientemente alcanzó un hito sin precedentes al superar los 1000 MW de potencia renovable instalada en Argentina tras la puesta en operación de su tercer parque solar fotovoltaico Tocota III, de 60 MW de capacidad.
“Esperamos llegar a 1300 MW para el verano 2025 y a futuro tenemos un pipeline que equivale a nuestra capacidad instalada actual”, afirmó ante sala llena durante el primer panel de debate titulado “Utility Scale: Tendencias de las energías renovables ante una nueva etapa del mercado en Argentina”
“Estamos mirando la potencia a desarrollar en proyectos solares para los años 2024, 2025 y 2026 y contamos con un portafolio selecto de parques eólicos que dupliquen nuestra capacidad en el mediano plazo”, agregó.
Y ante la posibilidad de que el gobierno de Javier priorice que el sector privado tome mayor protagonismo en el desarrollo de parques renovables por sobre licitaciones públicas, Bernardo Andrews anticipó que hoy en día están “enfocados 100% en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER)”.
Un MATER en el que Genneia ha participado asiduamente, a tal punto que en unas de las últimas convocatorias obtuvo 498,37 MW de prioridad de despacho en ocho parques y que con ello alcanzó dieciséis adjudicaciones en el mercado entre privados por casi 990 MW de potencia.
Además, la ronda vigente del Mercado a Término de Energías Renovables tiene más de 200 MW para asignación plena y hasta 1000 MW bajo el mecanismo Referencial “A”, que permite que los agentes inyecten energía con curtailment de hasta 8%. Por lo que no sorprendería que Genneia se vuelva a presentar.
De todos modos, Andrews planteó que existen una serie de desafíos a enfrentar para lograr más inversiones en generación renovable que permitan alcanzar los objetivos de la Ley N° 27191, tales como la ampliación de la red de transmisión, la inclusión de soluciones inteligentes en el sistema y una mejora de la situación macroeconómica del país.
“Tenemos un sistema extremadamente limitado con cuellos de botella de transmisión en prácticamente las mejores regiones de recursos renovables del país. Por lo cual, debemos apostar por soluciones para optimizar la infraestructura, como por ejemplo inteligencia artificial aplicada. Debe darse ese diálogo y no puede estar alejado de la parte regulatoria. Mientras que en un escenario de cuellos de botella, las inversiones en almacenamiento tienen que ocurrir y serán más eficientes integralmente que una solución de quema de hidrocarburos”, manifestó.
“Cada vez veremos proyectos con menor recurso por las limitaciones en infraestructura (no hay transmisión). Igualmente buscaremos los mejores proyectos en un marco de que haya capacidad de evacuación, no se puede comprometer energía en el sistema y no poder despacharla”, agregó.
El ámbito eólico es uno de los que presenta más retos en la materia, ya sea por la propia falta de potencia en la red en La Patagonia o por propias cuestiones negativas como menores oferentes de logística, montaje y provisión de equipo. Hechos que podría generar un escenario de costos crecientes de la energía y, por ende, mayores precios para la generación.
“Mientras que la solar representa algunas oportunidades de modularidad pero se agrega que no hay una comunidad de EPCistas dispuestos a integrar proyectos”, complementó el CEO de Genneia.
“Y si no hubiera financiamiento a largo plazo no ocurrirán las inversiones. Con activos que tienen 20/25 años de vida útil, los primeros ocho meses de una obra en construcción se juega la rentabilidad del proyecto. Si hay estabilidad para construir en Argentina y hay financiamiento, el escenario cambia dramáticamente. Para que eso ocurra, debe mejorar la macroeconomía, haber claridad en la evolución del marco regulatorio y anticipación”, añadió.
La entrada Genneia reveló su amplio pipeline de proyectos para el corto plazo en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.
Continúan las repercusiones por el megaevento de Future Energy Summit (FES) celebrado el pasado 20 y 21 de marzo en República Dominicana. En el marco de este gran encuentro de líderes del sector energético, Andrés Astacio, Superintendente de Electricidad, reveló los avances que se están dando en materia de almacenamiento energético.
“Hemos aprobado en lo que va de año 340 kWh de almacenamiento”, aseguró el superintendente Astacio.
Durante una entrevista destacada denominada “Nuevos reglamentos de Baterías, Servicios Auxiliares y mecanismos de licitación de energía renovable” reveló a Guido Gubinelli, director periodístico de Energía Estratégica, que están avanzando en consideraciones tanto para proyectos híbridos como para baterías Stand Alone.
Al respecto, adelantó que están viendo con detenimiento los criterios de remuneración de las baterías y los servicios auxiliares tales como regulación de frecuencia y como soporte de red, pero además están elevando el debate con otros como el Black Start, el Peak Shaving, e incluso el alargamiento de la vida útil de las infraestructuras existentes.
“El gobierno es el principal promotor de que los proyectos se empiecen a hibridar. Esto lo estamos viendo con beneplácito por la confianza que tienen los agentes tanto en la liquidez, gobernanza y previsibilidad del mercado nacional y porque nos está permitiendo avanzar en el requerimiento de almacenamiento”, consideró.
Y añadió: “El gran reto son los proyectos Stand Alone. Los proyectos Stand Alone implican ver al almacenamiento como una obra eléctrica nueva y esa no está contemplada en la normativa vigente”.
Al respecto, es preciso recordar que en República Dominicana existen solamente tres obras eléctricas posibles contempladas para operar de manera independiente en la normativa vigente que son las obras eléctricas de transmisión, distribución y generación.
Es por ello que aún se está debatiendo cuáles serían los servicios que se les reconocerían, cuál sería el criterio de remuneración de los servicios y, en adición, cuál sería la modalidad de introducción en el mercado eléctrico nacional, si es permitiendo a ofertar almacenamiento y servicios auxiliares en el mercado mayorista o si se crea un mercado especializado en almacenamiento y cómo interactúa con el mercado mayorista.
Para llegar a definiciones en estos frentes, desde la Superintendencia de Electricidad (SIE), están trabajando en dos estudios simultáneos uno con el United States Trade and Development Agency (USTDA) y otro con el International Finance Corporation (IFC) que permitan brindar mayor claridad sobre los próximos pasos a seguir.
Junto al USTDA se estaría evaluando el modelo regulatorio adecuado para aplicar en el sistema dominicano, con los criterios de remuneración tanto de servicios auxiliares como de los criterios de remuneración o de acceso al mercado mayorista.
Y con la colaboración del IFC se estaría trabajando en una determinación del óptimo de penetración del almacenamiento en República Dominicana, tomando en consideración las características propias del territorio y las metas que se han asumido en la política pública como alcanzar un 30% de energías renovables en la matriz dominicana al 2030.
El superintendente Astacio deslizó que estarían en conversaciones con los operadores de la red tanto de transmisión como de distribución para ver “cómo ellos pueden aprovechar las ventajas de este modelo de almacenamiento” y que en caso de llegar a definiciones en el último trimestre de este año, podrán publicar todos los hallazgos a consulta pública, para así permitir sugerencias y comentarios durante el 2025, de manera que sea un ganar-ganar para todos.
La entrada La SIE estudia criterios de remuneración y de acceso para almacenamiento y sistemas auxiliares en República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.
Petrobras, la empresa petrolera brasileña semi-pública de propiedad mixta, estima que los primeros proyectos eólicos offshore en Brasil recién empezarán a funcionar en una década como mínimo, principalmente porque el país aún no cuenta con una regulación específica.
«Estamos hablando de 10 a 15 años a partir de ahora. Si no hacemos nada ahora, perderemos tiempo», apuntó el director ejecutivo de Gestión Integrada de la Transición Energética de Petrobras, Cristiano Levone.
Además, anticipó que los estudios de la compañía en la materia están en “pleno apogeo”, considerando que ya inició pruebas de medición de vientos con una tecnología inédita para el país, pero Levone vaticinó que los principales proyectos de generación eólica marina estarán a una distancia de hasta 50 kilómetros de la costa.
Cabe recordar que Petrobras también mantiene un proceso abierto para la concesión de diez licencias ambientales para el desarrollo de parques eólicos offshore que suman casi 23 GW de capacidad, aunque el objetivo final es llegar a los 30 GW de solicitudes de esa índole.
Áreas que se reparten entre las regiones noreste, sureste y sur del país; puntualmente entre los estados de Río Grande do norte (3 zonas), Ceará (3), Maranhão (1), Río de Janeiro (1), Espírito Santo (1) y Río Grande do Sul (1).
Este hecho fue ratificado por el director ejecutivo de Gestión Integrada de la Transición Energética de la empresa, al referirse a los compromisos de avanzar en la transformación de Petrobras y operar cada vez más proyectos de bajas emisiones de gases de efecto invernadero.
A la par, reafirmó los planes de duplicar su capacidad de generación renovable hasta 10 GW en 2028, mediante el crecimiento de las fuentes solares y eólicas en tierra, de tal manera que la compañía ya negocia con otras entidades en negocios «greenfield» y proyectos ya en operación; aunque Levone descartó la posibilidad de que Petrobras concrete parques fuera de Brasil.
Brasil sobrepasó los 230 GW eólicos offshore a la espera de licenciamiento ambiental
“Debemos mirar el potencial de nuestro país, ya que Brasil es el principal foco de Petrobras. En nuestra industria debemos mirar hacia las próximas décadas cuando pensamos en inversiones (…) Estamos estudiando oportunidades disponibles en el mercado actual, pero aún estamos lejos de cerrar una adquisición», añadió.
Y si bien el ejecutivo no reveló todos los negocios que evalúan desde Petrobras, sí se sabe que empresa ya firmó una serie de memorandos de entendimiento para futuras asociaciones, como por ejemplo aquel con TotalEnergies, actual socio de Casa dos Ventos en una empresa conjunta de generación eólica.
Expectativas de la regulación
El sector energético de Brasil espera por la continuidad del proyecto ley que regula el suministro y concesión de áreas para la exploración de energía eléctrica renovable offshore, tras la aprobación en diputados a finales del 2023 (ver nota).
La iniciativa N° 11247/2018 ya se encuentra en el Senado para su tratamiento y, de lograrse la sanción definitiva, el Poder Ejecutivo será quien deba las áreas sujetas a la instalación de equipos de generación; aunque las mismas no podrán estar en campos petroleros, rutas de navegación marítima o áreas protegidas por la legislación ambiental.
Tal es la expectativa que hasta Ben Backwell, CEO del Global Wind Energy Council (GWEC), y la directora de Políticas Brasil del GWEC, Roberta Cox, se reunieron con el vicepresidente de Brasil, Geraldo Alckmin, y otros funcionarios del Poder Ejecutivo del país. para discutir la aprobación final de la ley de energía eólica marina.
“Se espera la ley para las próximas semanas, el potencial de la cadena de suministro de Brasil para convertirse en un centro de producción de equipos eólicos marinos, hidrógeno verde y oportunidades comerciales para productos verdes, entre otros temas. El vicepresidente Alckmin era muy consciente del crecimiento y la contribución económica de la industria eólica en Brasil, y prometió un fuerte apoyo político para el desarrollo del sector marino”, destacó Backwell a través de sus redes sociales..
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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) cuenta con un estatuto para atención de riesgo de desabastecimiento de energía en periodos como el Fenómeno de El Niño, entre otras muchas más medidas que se han tomado para controlar el riesgo de desabastecimiento energético.
De acuerdo con la información del operador del mercado, el embalse real para el día 21 de marzo de 2024 finalizó 34.83%, lo que está por encima de la senda de referencia definida por la CREG para dicha fecha que es del 29,16%, es decir, el embalse real está por encima en 5,87%, lo que permite asegurar el cubrimiento de la demanda.
Frente a ello y dadas las condiciones actuales del Sistema Eléctrico Colombiano, las cuales se miden diariamente, la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG no ve riesgo de apagón en ninguna región del país por esta situación. Esto se revisa constantemente con todas las entidades del sector en coordinación con el Ministerio de Minas y Energía para evitar que haya riesgo de suministro.
El cuerpo colegiado de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha tomado las siguientes medidas para la Costa Caribe y en general para todo el país para evitar incrementos tarifarios:
1. Para mantener los precios de la energía estables (Resolución CREG 101 036 de 2024): Esta intervención busca mitigar los incrementos en el precio que pagamos por la energía eléctrica cuando hay poca agua para generar energía, como sucede durante el Fenómeno de El Niño. Para lograrlo, se permitió transitoriamente que las empresas generadoras y comercializadoras firmaran contratos con duración máxima de dos años, sujetos a la energía efectivamente generada día a día y con un precio máximo de traslado atado al precio de largo plazo de la energía en Colombia.
2. Para aprovechar más energía de pequeñas plantas (Resolución CREG 101 034 de 2024): Se busca que pequeñas plantas de energía, como las que tienen algunas empresas para su propio uso, puedan ofrecer su energía sobrante al Sistema Eléctrico Nacional más fácilmente, especialmente en Fenómeno de El Niño.
3. Para evitar aumentos en la tarifa eléctrica (Resolución CREG 101 028 de 2023): Se expidió con el objetivo de detener los aumentos en las tarifas que se venían presentando por efecto del cobro de los saldos acumulados causados desde la pandemia, principalmente, por el tratamiento de tarifas que se dio en ese entonces.
4. Para controlar el precio de la energía en el mercado mayorista (Proyecto de resolución 701 028 de 2023): Se propuso establecer un precio máximo de lo que podría costar la energía en el mercado. Se determinó un límite de $532 por kilovatio hora, sin embargo, por ahora los precios de bolsa han rondado los $500 y $600. La CREG sigue evaluando los comentarios del público general sobre dicha medida.
Además, particularmente desde la CREG se están ejecutando una serie de medidas eficientes aplicables a partir de abril del presente año para la Costa Caribe.
Ajustes principales:
1. Disminución en el costo por pérdidas de energía: El porcentaje del cargo adicional que se paga por las energías que se pierden en el proceso de distribución (por ejemplo, en los cables y transformadores o por el robo de energía) será menor. Este ajuste se debe realizar directamente en el cálculo del costo unitario.
2. Menor reconocimiento de costos de operación mantenimiento (AOM) en los cargos de distribución: También se contempla una reducción anual del costo unitario gracias a la disminución causada por menor reconocimiento en las actividades de administración, operación y mantenimiento dentro del componente de distribución.
Adicional a lo anterior, se está trabajando para actualizar la metodología de comercialización lo que podrá mejorar la eficiencia del costo en este componente.
Si quiere saber más sobre qué es la CREG y cómo funciona vea el siguiente video: https://www.youtube.com/watch?v=SzXIjfVkKEo&t=27s
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Trina Solar, líder mundial en productos y soluciones solares inteligentes, anunció la titularidad de más de 2.000 patentes, entre las que se incluye un número significativo de patentes de tecnología TOPCon, además de patentes de tecnología PERC y Heterojunction (HJT).
Las patentes protegen los derechos de propiedad intelectual (PI) de Trina sobre la tecnología TOPCon crítica de tipo N utilizada en la producción de módulos solares y refuerzan la posición de Trina como líder del mercado en el suministro de productos TOPCon a los clientes.
Las patentes de Trina, tanto en el proceso como en la estructura, para la importante tecnología TOPCon central son únicas, y los módulos TOPCon de alta eficiencia no pueden producirse sin las tecnologías incluidas en las patentes de Trina.
Los logros de la marca en la tecnología TOPCon establecieron las bases para el desarrollo de la industria, impulsando la potencia por encima de 700W y la eficiencia por encima del 25%, proporcionando así las mejores soluciones para los desarrolladores solares, EPCs e instaladores.
«Trina Solar se enorgullece de su propiedad intelectual líder en el sector y de su sólida cartera de patentes. Aplaudimos a cualquier empresa que siga el proceso correcto para acceder a nuestras patentes», dijo Steven Zhu, presidente de Trina Solar EE.UU. «En Trina, abrazamos el poder de salvaguardar nuestras innovaciones y perseguimos activamente a aquellos que comprometen nuestra propiedad intelectual. Damos prioridad a mantener la integridad de nuestra tecnología TOPCon y animamos a los clientes a considerar la propiedad intelectual antes de tomar decisiones de compra de módulos solares».
Las patentes son derechos legales. Una entidad que desee replicar, utilizar o vender sin permiso puede enfrentarse a una infracción de patente, responsabilidad personal y/o daños monetarios. La infracción puede dar lugar a demandas judiciales.
Es vital que los fabricantes y clientes de energía solar comprendan el impacto de la infracción de patentes de PI. Vender productos sin la PI adecuada puede causar retrasos en los proyectos, interrupciones en las entregas, sanciones económicas y consecuencias legales.
Los compradores y los vendedores pueden evitar los problemas de infracción de la PI y las patentes si comprenden la propiedad de la PI y las patentes y se adhieren a los procesos de adquisición de módulos con las empresas que poseen los derechos de la tecnología.
Puede encontrar más información sobre las patentes de células y módulos de Trina Solar en los sitios web de la Oficina de Patentes y Marcas de los Estados Unidos (USPTO) y de la Organización Mundial de la Propiedad Intelectual (OMPI).
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Con la finalidad de desarrollar tecnologías en la producción, transformación, acondicionamiento, almacenamiento, transporte, distribución y comercialización del hidrógeno limpio, la Asociación Mexicana del Hidrógeno (AMH) presentó el Centro Mexicano de Hidrógeno.
Israel Hurtado, presidente de la AMH, informó que en la actualidad existen 15 proyectos de hidrógeno limpio, en diversos estados de la República Mexicana, cuya información oficial, da cuenta de inversiones por 20 mil millones de dólares.
Sin embargo, un estudio de hoja de ruta de la AMH revela que con el tamaño del mercado de México, las inversiones alcanzarían 60 mil millones dólares, entre 2024 y 2050.
Hurtado agregó que en su plan de sostentabilidad, Petróleos Mexicanos consideró que para la empresa, el mercado representará mil millones de dólares para 2030, tres mil millones de dólares para 2040 y alcanzará cuatro mil millones de dólares para 2050.
En conferencia de prensa, el presidente de la Asociación Mexicana del Hidrógeno, Israel Hurtado expuso que el Centro Mexicano de Hidrógeno se puede convertir en un brazo de desarrollo de proyectos e innovación tecnológica de la asociación y en un formador de capital humano.
“Nosostros vamos a dar cursos, talleres y seminarios, porque necesitamos formar capital humano y la creación de talento especializado en esta industria, porque si bien ya existe en algunas universidades y recientemente se ha dado un boom en ese sentido, de Ingenierías en Energía Renovable…creemos que debemos enfocarnos específicamente en el tema de hidrógeno”, expresó Hurtado.
Añadió que actualmente, la AMH tiene 60 empresas asociadas, con una gran reserva de tecnología, inversiones y capital humano, pero se espera que se sumen más compañías, además de que se busca hacer alianzas estratégicas con instituciones educativas, centros de investigación, clústers, universidades y agencias.
“Queremos aprovechar todo el conocimiento y acervo que hay para trasladarlo al Centro y que pueda ser de beneficio para todos los interesados, alumnos, universidades y quien quiera conocer más. Y apoyándonos en estas fortalezas que son las empresas asociadas. Incluso queremos ver cómo podemos tener espacios físicos en algunas instituciones, lo cual sería favorable”, detalló Hurtado.
El presidente de la AMH explicó que en el país no hay un centro de este tipo, el cual comenzará a operar con recursos propios de la asociación y en un semestre se podrían comenzar a realizar cursos y talleres.
La Asociación Mexicana de Hidrógeno ya tiene alianzas estratégicas con algunas Instituciones de Investigación y Universidades, por ejemplo con el Instituto de Energías Renovables de la UNAM, con el Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias, alianzas que se buscarán potencializar a través del Centro Mexicano de Hidrógeno.
En la reunión con medios de comunicación, el líder de la AMH enfatizó que México tiene una dualidad, ya que participa con Estados Unidos y Canadá en el Tratado de Libre Comercio de América del Norte, pero también puede participar en el desarrollo de hidrógeno para América Latina, el segundo mayor mercado en el mundo con proyectos por 85 mil millones de dólares.
A nivel mundial existen mil 418 proyectos por un monto de inversión de 560 mil millones de dólares.
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Atlas Renewable Energy, compañía internacional dedicada a la generación de energía limpia, junto a COPEC, a través de su filial comercializadora de energía, Emoac, anunciaron la firma de su primer acuerdo de compraventa de energía y un sistema de almacenamiento, tecnología que permitirá almacenar y aprovechar excedentes de energía solar que con frecuencia se ven en vertimiento a raíz de restricciones de transmisión en el norte de Chile.
Anualmente en el país se pierden cerca de 3.000 GWh de energía renovable, principalmente, por la estrechez en la transmisión y otras variables asociadas. Del total del vertimiento energético sostenible anual, casi 1400 GWh corresponden a energía solar, las que -a su vez- corresponden al 15% del total de la oferta de dicha tecnología, con todo lo que ello significa para el avance de la transición energética sostenible y la mejora de la calidad de vida de los chilenos.
En respuesta a esta situación, BESS del Desierto será uno de los proyectos de almacenamiento de energía más grandes del país y de Latinoamérica, con una capacidad instalada de 200 MW y cuatro horas de descarga, y capacidad de almacenamiento de 800 MWh, lo que permitirá almacenar energía en horarios de abundancia de energía solar y reinyectarla a la red en horarios de alta demanda. El sistema de baterías se instalará en los predios de la planta fotovoltaica Sol del Desierto perteneciente a Atlas, ubicada en la comuna de María Elena, en la Región de Antofagasta.
El acuerdo firmado entre Atlas y EMOAC, por un periodo de 15 años, contempla reinyectar alrededor de 280 GWh anuales a la red, contribuyendo a reducir los vertimientos de energía renovable que se genera durante el día a partir de fuentes solares fotovoltaicas, y permitiendo mayor estabilidad y confiabilidad del suministro eléctrico en la región y el país. BESS del Desierto tendrá una capacidad de almacenamiento semejante a la de unos 2.500 buses eléctricos de transporte público urbano, y equivalente a más de 500.000 km de autonomía en dichos buses, o recorrer más de 100 veces Chile.
Esta solución -a partir de sistemas de batería- se implementará bajo la modalidad conocida como standalone. Esto significa que es independiente y autónoma, diseñada para almacenar energía eléctrica del sistema de manera descentralizada, permitiendo acumular la energía generada durante periodos de mayor oferta energética, contribuyendo a un suministro eficiente, continuo y confiable.
“Estamos muy orgullosos de lograr este importante acuerdo con EMOAC, consolidándonos como organizaciones a la vanguardia y líderes en la implementación de tecnologías innovadoras y sostenibles para acelerar la transición energética de Chile. Con el proyecto de BESS del Desierto se pone de manifiesto nuestra visión estratégica y de largo plazo, promoviendo la gestión energética eficiente. Este proyecto permitirá un mayor aprovechamiento del recurso solar y contribuye a que el uso de esta fuente de energía en Chile continúe siendo confiable y competitiva”, resaltó Alfredo Solar, gerente regional de Atlas Renewable Energy para Chile y el Cono Sur.
Por su parte Vannia Toro, gerente general de EMOAC, señaló que “este acuerdo viene a resolver el centro de un problema a nivel país, como es el vertimiento de ERNC, siempre desde la innovación, la adaptación y la incorporación de tecnología. Estamos seguros de que en ella radica una importante respuesta frente a los actuales desafíos del sistema y un avance más hacia la transición energética con la que estamos comprometidos”.
La entrada Atlas Renewable Energy y COPEC firmaron acuerdo de BESS stand-alone en Chile por 800 MWh de capacidad de almacenamiento se publicó primero en Energía Estratégica.
El Mercado Electrónico del Gas realizó la tradicional subasta mensual, y en esta oportunidad para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras en abril 2024 en la que podían participar Productores y Comercializadores en general.
En este segmento se presentaron 10 ofertas, por un volumen total diario de gas 2.650.000 metros cubicos y los precios promedio ponderados fueron de 2,10 en el PIST y de 2,25 puesto el gas en el Gran Buenos Aires.
Con posterioridad, el Megsa recibió 12 ofertas en un concurso de precios para el abastecimiento interrumpible de gas natural para el mismo mes en el que se recibían ofertas exclusivamente de aquellos Productores que habiendo sido adjudicatarios del Plan Gas.Ar cuenten con volúmenes adicionales.
Cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el PG, sin exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca para el período de verano.
En este concurso se recibieron 12 ofertas por un volumen total diario de 18.200.000 m3, con un PPP de 2,83 dólares por millón de BTU.
De estas ofertas 7 fueron de productores en Neuquén, por un volumen total de 8.200.000 m3/día y ppp de U$D 2,69 a 2,99 por MBTU.
Otras 3 ofertas llegaron desde Tierra del Fuego, por un volúmen diario de 6,5 millones de metros cúbicos a precios de US$ 2,77 a 2,81 el MBTU.
Desde Santa Cruz llegó una oferta de 1,5 millones de m3/día a un PPP de 2,88 dólares. Y desde Chubut se formuló una oferta por un volumen de 2 millones de m3 día de gas a un precio de U$D 2,83 el MBTU.
Por Santiago Magrone
La estatal Energía Argentina concretó la firma de los contratos con la empresa BTU para la construcción del tramo 1 (dividido en 2 renglones de obras) pendiente del proyecto denominado Reversión del Gasoducto Norte.
En su totalidad, este proyecto demanda una inversión estimada en 710 millones de dólares. De esa cifra, 450 millones fueron gestionados por el gobierno anterior ante el CAF, que apróbó el crédito el año pasado.
La apertura de las ofertas económicas presentadas por los tres interesados en las obras ocurrió la semana pasada: para el renglón 1 BTU ofertó $ 78.936.201.751; Techint-Sacde ofertó $ 86.768.676,676, y Pumpco Inc (EE.UU.) $ 88.291.655.442.
Para el renglón 2 BTU ofertó $ 83.541.084.138; Techint-Sacde ofertó $ 138.221.646.699, y Pumpco Inc ofertó $ 133.823.364.790.
BTU realizó entonces la oferta menor, y en pocos días se resolvió la adjudicación.
Las obras incluyen la construcción de 22 km del gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, provincia de Córdoba, con caños de 36 pulgadas de diámetro, que vincula el Gasoducto Centro-Oeste con el Norte. Dicho ducto contará con otros 100 km que ya están en ejecución a cargo de la UTE Techint-Sacde.
Asimismo, la contratista BTU deberá llevar adelante la construcción de dos ampliaciones (loops) al Gasoducto Norte, de 62 km de extensión, con cañerías de 30 pulgadas de diámetro, también en la provincia de Córdoba.
La firma de los contratos con BTU tuvo lugar en la sede de ENARSA, fue encabezado por Juan Carlos Doncel Jones, presidente de Energía Argentina, acompañado por Rigoberto Mejía Aravena, vicepresidente y Horacio Amartino, Director de la Unidad de Ejecución de Gasoductos. Por BTU participó su presidente, Carlos Mundín.
La Reversión del Gasoducto Norte se completa con el cambio del sentido de flujo de 4 plantas compresoras, que se encuentran en proceso de licitación.
Este proyecto, cuya finalización ahora está prevista para fines del invierno de este año, permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a hogares e industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales, especialmente la minería de litio.
Reemplazará al gas importado de Bolivia, e incluso podrá utilizarse el gasoducto de interconexión Juana Azurduy para exportar gas natural a Bolivia. Desde allí podría además exportarse gas argentino a Brasil.
La Reversión del Gasoducto Norte, es complementaria al Gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner (GPNK), cuya etapa 1 (Tratayen-Salliqueló) fue realizada por Techint-Sacde (dos tramos), y por BTU (un tramo), e inaugurada durante el gobierno anterior (Julio de 2023).
Ese proyecto contempla la construcción de la Etapa 2, desde Salliqueló (provincia de Buenos Aires) hasta San Jerónimo (sur de Santa Fe), pero no esta claro que resulte prioritaria para el nuevo gobierno, que debería gestionar buscando financiación de privados interesados en este tipo de obras de infraestructura gasífera.
El Juez Ariel Lijo ordenó archivar una causa contra Juan José Aranguren, ex Ministro de Energía y Minería de la Nación, Mauricio Ezequiel Roitman, ex Presidente del ENARGAS, Daniel Alberto Perrone, Carlos Alberto María Casares, Griselda Lambertini y Diego Fernando Guichón, todos ex Directores de ENARGAS, Marcos Pourteau, ex Subsecretario de Recursos Hidrocarburíferos del Ministerio de Energía y Minería, y Marcela Paula Valdez, ex Gerente de Legales del ENARGAS, por el presunto abuso de autoridad, violación a los deberes de funcionario público y negociaciones incompatibles con el ejercicio de las funciones públicas.
La causa había sido radicada en el Juzgado en lo Criminal y Correccional Federal Nº 12 en su momento a cargo del juez Sergio Torres (actual miembro de la Suprema Corte Bonaerense) y la investigación la llevó adelante el fiscal federal Guillermo Marijuan.
La denuncia presentada por el ex Interventor del Ente Regulador de Gas, Federico Bernal contra el entonces Ministro de Energía, Juan José Aranguren y otros funcionarios, dice que fueron convocados los productores y distribuidores de gas natural, para establecer bases y condiciones en la comercialización de Gas en PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte), fijando por dos años precios uniformes para cada una de las cuencas y contratos a tipo de cambio variable en dólares, circunstancia que según la denuncia, no cumplía con las pautas de libre competencia y que se trató de un “hecho inédito en la comercialización del recurso bajo el régimen de la ley 24.076”
El fallo concluye que: “Conforme surge del desarrollo efectuado, han sido reunidos en autos elementos suficientes como para considerar agotada la investigación, no avizorándose medidas pertinentes que permitan avanzar en la instrucción hacia la formalización de una imputación con base en los sucesos denunciados”.
El Juez Ariel Lijo, postulado para ocupar un lugar en la Corte Suprema de Justicia de la Nación, en el fallo afirma “…entiendo que el relevamiento efectuado pone en evidencia que no ha existido aquí sospecha de criminalidad alguna en los términos que la jurisprudencia exige para el dictado del sobreseimiento sin necesidad de indagatoria previa.”
Por su parte, el fiscal Marijuán en su dictamen señaló que “(…) sumamente relevantes han sido para la investigación, los testimonios brindados por los expertos del sector, que dejaron en claro que la determinación de precios en dólares no fue inédita durante la vigencia de la ley 24.076, como así tampoco en el período de emergencia que inició en el año 2002 con la salida de la convertibilidad y la mayor intervención del Estado Nacional en la regulación del sector. Tampoco se desprende de sus testimonios que las empresas distribuidoras hubieran sufrido un perjuicio a partir de la implementación de las “Bases y Condiciones” durante la gestión de Juan José Aranguren como titular de la cartera de energía. Por el contrario, las descripciones realizadas brindaron un contexto de situación del sector a lo largo de los años desde la privatización en 1992, mostrando las consecuencias de las distintas políticas que se fueron aplicando y su incidencia en los precios del gas como así también en su abastecimiento”.
En febrero se alcanzaron los 381.570 barriles de petróleo por día. La producción de gas también se mantiene en alza. La producción de petróleo en la provincia de Neuquén llegó en febrero último a los 381.570 barriles diarios, lo constituye un nuevo récord histórico. Esto significa un crecimiento interanual del 17,59 por ciento y del 1,78% con respecto a enero. En tanto, la variación acumulada de los dos primeros meses del año es del 20,29 % superior en comparación con el mismo periodo de 2023. De acuerdo a las cifras brindadas por el ministerio de Energía y Recursos Naturales, el […]
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Se trata de una obra de 43,9 kilómetros que beneficiará a las familias de las localidades de Mones Cazón y Salazar de ambos municipios. El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, a través de la Subsecretaría de Energía de la provincia de Buenos Aires, avanza con la obra que suministrará de gas natural a las localidades de Salazar en el partido de Daireaux, y la gasificación en Mones Cazón, en Pehuajó. La obra sera ejecutada por Buenos Aires Gas S.A. (BAGSA), beneficiará a más de 4 mil personas y requiere una cañería de alimentación de acero de alta presión, que […]
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Tras las expresiones que dieron cuenta de un posible acuerdo en torno a la liquidación y pago de indemnizaciones a trabajadores involucrados en las áreas que YPF pretende transferir a otras operadoras, voces vinculadas a la industria advirtieron que no correspondería ese tipo de compensación. Las declaraciones formuladas por el secretario general de petroleros privados, Jorge Ávila, ante ADNSUR fueron evaluadas en distintos círculos ligados a la industria petrolera, en virtud del enorme interés que despierta el proceso de desinversión en áreas maduras que lleva adelante la compañía de mayoría de capital estatal. El dirigente había advertido que, como parte […]
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Bolivia recibió el primer cargo de crudo argentino en su historia. Especialistas aseguran que Neuquén será la proveedora de energía por excelencia del Cono Sur. A principios de marzo, Bolivia importó el primer cargo de crudo argentino en su historia. Se trató de uno de los 8 envíos que ingresarán a ese país tras ser descargado en la terminal marítima de Sica Sica y terrestre de Arica, Chile. Según el presidente de YPFB, Dorgathen Tapia, se trató de «un logro que representa un ahorro considerable para el Estado, reduciendo en US$240 millones los gastos en importación de combustibles». Además, subrayó […]
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La empresa YPF puso nuevamente en marcha luego de 17 años la producción de Gas Licuado de Petróleo a través de la separación del propano y butano (gases ricos, C3 y C4) en Loma de la Lata. Esto permitirá que Hidenesa, empresa que distribuye el GLP en el interior de Neuquén no deberá ir más este año a buscar a Bahía Blanca este fluido.
El gobernador Rolando Figueroa, en su discurso del 1 de marzo, adelantó el trabajo que se venía realizando con HIDENESA para dejar de ir a buscar a Bahía Blanca “el gas que producimos en nuestra provincia”. “Cada planta que nosotros hoy abastecemos tenemos que ir a buscar en camión nuestro gas a Bahía Blanca, por supuesto eso lo encarece y es lo que termina pagando la provincia y cada uno de los usuarios”, manifestó en esa ocasión.
El gobierno de la provincia del Neuquén a través de Hidenesa (Hidrocarburos del Neuquén SA), distribuye en 16 localidades del interior Gas Licuado de Petróleo (GLP), donde se realiza la recarga de los tanques de almacenamiento.
El ministro de Infraestructura, Rubén Etcheverry, consideró que “esto es un beneficio para la población del interior neuquino que van a recibir el GLP, porque la carga para la distribución se va a realizar en nuestra provincia”, además manifestó que “es algo que estábamos esperando, porque ir a buscar el GLP a Bahía Blanca implicaba un costo importante en el transporte para nuestra provincia y ahora se convierte en un ahorro”.
Etcheverry, manifestó que “mientras que nosotros producimos la mayor parte de gas del país, teníamos que ir a buscar al polo petroquímico de Bahía Blanca el GLP, porque allí se procesaba y luego regresaba a nuestros usuarios del interior neuquino” y agregó que “para este año ya tenemos previstas unas 40 mil toneladas de GLP para distribuir en las 16 localidades del interior, donde el mayor porcentaje se da de mayo a septiembre”, dijo Etcheverry.
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Desde este año distribuirá GLP en el interior provisto por YPF desde la planta reactivada desde Loma de la Lata. Se estima un ahorro de unos $ 2.000 millones al año al poder retirar el GLP desde el corazón de Vaca Muerta. La empresa YPF puso nuevamente en marcha luego de 17 años la producción de Gas Licuado de Petróleo a través de la separación del propano y butano (gases ricos, C3 y C4) en Loma de la Lata. Esto permitirá que Hidenesa, empresa dependiente del ministerio de Infraestructura provincial y que distribuye el GLP en el interior de la […]
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A nivel mundial, se estima anualmente una producción de 8,5 billones de toneladas de residuos de pluma. Este proyecto asegura su reciclado. Un interesante proyecto llevado a cabo por una investigadora de la Universidad Nacional de La Plata (UNLP) conjuga la posibilidad de aprovechar un subproducto de la industria avícola que, con el tamiz científico, permite generar esponjas para absorber derrames de hidrocarburos. Concretamente, la Dra. Juliana Orjuela Palacio, desarrolló esponjas de queratina que demostraron una gran capacidad de absorción de contaminantes como los hidrocarburos. La investigación se dio en el marco de su tesis de maestría, presentada en la […]
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Neuquén comenzará a cobrar la Tasa Vial en las estaciones de servicio de Gas Natural Comprimido (GNC), un tributo que solo regía para la carga de combustibles.
La tasa vial prevé ingresos superiores a 400 millones de pesos mensuales con la carga de combustibles en la ciudad y su aplicación se demora porque está en reglamentación. Los estacioneros se manifestaron en contra, pero el Gobierno local advirtió que deberán cumplir la ordenanza.
Las estaciones de servicio cobrarán por litro de nafta vendida (sin impuestos) un 4,5% en concepto de tasa vial, que luego será transferida al Ejecutivo para el urbano.
San Martín de los Andes, junto a otras comunas como Plottier y Centenario, ya enviaron el mismo esquema a sus Concejos Deliberantes.
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Después del “auto a basura”, Edmundo Ramos diseñó un sistema para evitar el uso de nafta en los generadores de energía. Edmundo Ramos lo hizo de nuevo, creó un sistema que genera energía eléctrica a base de “gasura” y agua. El vecino de Alta Gracia fue furor en 2021 cuando presentó el “Auto a Basura”, un vehículo que funcionaba sin nafta y con el que recorrió Argentina de norte a sur. En 2021, el cordobés mostró cómo funcionaba su Ford Ranchera, la cual podía circular a “gasura”, un gas producido a base de residuos orgánicos carbonizados. Con este invento, un […]
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El Boletín Oficial de la Nación publicó el pasado lunes dos resoluciones en las que oficializaron a la empresa eléctrica Genneia S.A. como nueva administradora de los parques solares Energías Renovables Armonía, ubicado en Santa Rosa y del Parque Solar Fotovoltaico Energías Renovables del Manantial de Luján de Cuyo.
La resolución 137/92 da a conocer a todos los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que la empresa generadora de energía renovable será la nueva titular de ambos parques solares de la provincia. El documento cuenta con la firma del Director Nacional de Regulación y Desarrollo del Sector Eléctrico, Marcelo Positino.
Genneia es una compañía creada en 2012 y cuenta con diferentes proyectos de soluciones energéticas sustentables en toda la Argentina. La firma es la generadora del 21% de la energía eólica y el 12% de la solar en todo el país. A su vez, viene de firmar un convenio con la multinacional Shell para llevar adelante acuerdos estratégicos para la explotación de energías renovables en Vaca Muerta.
Los parques solares de Santa Rosa y el ubicado en El Carrizal no serán los únicos que estarán a cargo de Genneia. La firma ambiental ya cuenta con las administraciones del Parque Solar Tocota III en San Juan como también en Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea.
A su vez, lleva adelante la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil, donde se montarán 36 aerogeneradores con una potencia de 162 MW y que entrará en operación a fines del 2024.
Según informes de la empresa, cuentan con alrededor de 520.000 paneles solares, lo que le da una capacidad de producción de 220 MW.
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La creación de experiencias únicas se ha convertido en un pilar fundamental para las marcas que desean conectar de manera significativa y disruptiva con sus usuarios. Este tipo de estrategias se posicionan de forma efectiva para cautivar a los consumidores, ofreciéndoles momentos inolvidables que van más allá de una transacción comercial. El objetivo principal es ofrecer a los diferentes usuarios una experiencia personalizada para cada uno de ellos, generando un vínculo más fortalecido con la empresa y una sensación de pertenencia que los hace sentir parte de una comunidad afín a sus intereses y necesidades. “En AXION energy nuestros usuarios […]
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Dieciséis estados liderados por Texas demandaron al presidente Joe Biden por congelar la aprobación de nuevas licencias para exportaciones de gas natural licuado (GNL) desde Estados Unidos, medida que consideran perjudicial para sus economías.
La demanda contra Biden y el Departamento de Energía de EE.UU fue presentada ante un tribunal federal de Luisiana. En su demanda, aseguran que este bloqueo es “inconstitucional” e ignora “la dependencia estatal y privada de estas exportaciones”.
El gobierno de Biden anunció a finales de enero que congelaría la entrega de nuevas licencias para exportar GNL mientras estudiaba cómo estos envíos afectan el cambio climático. “Esta pausa en las nuevas aprobaciones de GNL ve la crisis climática como lo que es: la amenaza existencial de nuestro tiempo”, dijo Biden en ese momento.
Pero, para el fiscal general de Texas, Ken Paxton, “el decreto unilateral de Biden ignora los mandatos legales, trastorna la industria del petróleo y el gas, perturba la economía de Texas y subvierte nuestra estructura constitucional”.
“Esta prohibición alejará miles de millones de dólares en inversiones de Texas, obstaculizará nuestra capacidad de maximizar los ingresos para las escuelas públicas, obligará a los productores de Texas a quemar el exceso de gas natural en lugar de llevarlo al mercado y aniquilará empleos críticos”, agregó Paxton en un comunicado este jueves.
La pausa “nos causa un serio daño, perturbará el desarrollo y la producción de gas natural y no nos deja otra opción que acudir a los tribunales”, consideró por su parte en un comunicado la fiscal general de Luisiana, Liz Murrill, otro de los estados demandantes.
EE.UU comenzó a exportar GNL recién en 2016, pero se convirtió en el mayor proveedor del mundo, impulsado en parte porque Europa dejó de consumir gas ruso tras el conflicto con Ucrania.
La prohibición de nuevas licencias ocurre mientras Biden busca captar a votantes jóvenes entusiasmados por las cuestiones ambientales, a meses de las elecciones presidenciales.
La última revisión de EEUU de proyectos de exportación de GNL fue en 2018, cuando la capacidad de exportación era de 4 mil millones de pies cúbicos por día. Desde entonces, la capacidad se ha triplicado y está previsto que se dispare para 2030 con los proyectos en construcción.
En 2023 las exportaciones de GNL fueron récord al registrar 91,2 millones de toneladas métricas. Con esas cifras EE.UU se convirtió en el primer exportador mundial de GNL superando a Qatar y Australia.
Energía Argentina realizó el pasado 18 de Marzo la recepción de ofertas -Sobres 1, Antecedentes Técnicos y Sobre 2, Ofertas Económicas- y procedió con la apertura de Sobres 1, para el cambio de sentido de cuatro plantas compresoras que forman parte de las obras denominadas Reversión del Gasoducto Norte.
El vicepresidente de Energía Argentina, Ing. Rigoberto Mejía Aravena, encabezó el acto acompañado por el Ing. Horacio Amartino -Gerente de Plantas Compresoras- y la Dra. Ximena Valle -Directora de Legales- en el que se conocieron las propuestas técnicas y los antecedentes de las empresas constructoras que buscan llevar adelante el proyecto.
Se presentaron empresas que ya habían participado de las licitaciones para el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner: Esuco SA, Contreras Hermanos y Víctor Contreras y Compañía SA.
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 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 y al noroeste argentino.
Ahora, deberán evaluar las ofertas y en días se darán a conocer las propuestas económicas. Resta adjudicar esta parte de la obra y también los 22 kilómetros del gasoducto y los loops (ampliaciones), cuyas ofertas económicas se dieron a conocer la semana pasada. En este caso, participaron las empresas BTU (cuya oferta fue la más baja), Pumpco Inc y la UTE Techint Sacde.
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La Comisión de Ambiente y Recursos Renovables recibió a Adrián Rinaudo, quien destacó la modernización de la repartición. La Comisión de Ambiente y Recursos Renovables de la Legislatura de Córdoba recibió esta tarde al secretario de Policía Ambiental provincial, Adrián Rinaudo, quien brindó un informe detallado de la gestión realizada por esta repartición desde su creación (a fines de 2012) hasta el presente, además de comentar las acciones previstas. Abraham Galo presidió la comisión y María del Rosario Acevedo ocupó la vicepresidencia. Estuvieron presentes los legisladores Walter Gispert, Carlos Carignano, Brenda Austin, Carlos Briner, Luciana Echevarría, Graciela Bisotto, Nadia Fernández, […]
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El yacimiento de gas natural de Tyra, el más grande de Dinamarca, ha reanudado su producción después de cinco años cerrado por trabajos de renovación, informó este viernes TotalEnergies, la compañía a cargo de su explotación. Cuando el yacimiento, situado en el mar del Norte, produzca a su máxima capacidad en cuatro meses alcanzará los 5,7 millones de metros cúbicos de gas y 22.000 barriles de condesado al día, lo que permitirá a Dinamarca volver a ser autosuficiente desde el punto de vista energético y exportar gas al resto de Europa. En 2019, Tyra suministraba el 90 % del gas […]
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Energía Argentina Sociedad Anónima (Enarsa) informó que la Reversión del Gasoducto Norte tuvo un nuevo hito con la instalación en Córdoba de una planta soldadora industrial de caños que permite reducir los tiempos de obra.
El equipamiento, denominado planta de doble junta, fue montado en Ucacha, donde también se encuentra uno de los acopios de caño. Permite realizar soldaduras en forma industrial cerca de la propia traza, lo que colabora para reducir considerablemente los tiempos de obra.
En estas instalaciones móviles se sueldan en forma industrial dos caños de 12 metros de largo, para convertirlos en ductos de 24 metros, lo que redunda en mayor velocidad y en una menor cantidad de soldaduras cuando luego se colocan junto a la zanja (lo que se conoce como desfile de caños.
Asimismo, en Ucacha también avanza el acopio de tubos, donde ya se trasladaron desde la planta de Tenaris SIAT, en Valentín Alsina, más de 50 kilómetros de caños.
La Reversión del Gasoducto Norte, cuya finalización está prevista para fines de agosto del corriente año, permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a Córdoba y al noroeste argentino.
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Existen propuestas en nuestro mundo que exigen tecnologías vanguardistas e increíblemente grandes. Este es el caso de la idea que ha tenido una empresa para crear molinos eólicos gigantescos que permitirán obtener energía de forma más eficiente y rápida.
El problema presente en todo esto es el que ha existido siempre: cómo llevar esa idea del papel a la realidad y cómo juntar todas las piezas de un tamaño gigantesco que se requieren para ello. Parece que Radia, que así se llama la empresa, tiene un plan a seguir bastante claro: crear un avión todavía más grande y con el tamaño de un campo de fútbol.
Existen ideas muy interesantes respecto a la energía eólica, y ya hay molinos de viento absolutamente ciclópeos operando. Otras ideas tratan sobre cómo almacenar esta energía que generan, como el de la batería de arena. Sea como fuere, es turno de ver cómo se las ha ingeniado Radia para querer crear el molino de viento más grande que existe.
Radia tiene su propia fantasía quijotesca en mente. Es una empresa de energía relativamente nueva que tiene como objetivo transportar grandes turbinas eólicas que son muy difíciles de trasladar debido a sus tamaños tan enormes. Las palas de las turbinas eólicas más grandes y eficientes tienen tamaños de 100 metros de longitud. Nada más y nada menos que el tamaño de una cancha de fútbol que permite la celebración de partidos internacionales. Lo que significa que es técnicamente imposible llevarlo por tierra.
Existen otros planes, pero Radia lo tiene claro, su misión pasa por crear un avión tan grande que permita el transporte fácil y sencillo de producciones tan absolutamente enormes. Así, para superar este desafío, dos ingenieros de cohetes se han puesto al cargo del desarrollo de un avión conocido como Windrunner y que contará con 108 metros de largo para poder cargar con palas de 100 metros y con pesos que van desde las 50 hasta las 80 toneladas. Así señalan desde Interesting Engineering.
De momento, es necesario mencionar que el Windrunner es solamente un concepto que no se ha llevado más allá del papel. Sin embargo, sería necesario para desplegar tecnologías vanguardistas en energía eólica. Por ello, no sería de extrañar que pronto sea el avión más grande del mundo tanto en longitud como en capacidad de carga.
Si se pone en marcha, podría aumentar la producción de energía eólica global ya que las turbinas serían más potentes y eficientes. Algo que hasta ahora es impensable. Uno de los grandes problemas de la energía eólica actual es que no consigue ser tan eficiente cómo cabría esperar y en buena medida se debe a la incapacidad de desarrollar o mover turbinas que ofrezcan esa fuerza para mover el viento y generar electricidad de ello.
Este avión estaría pensado única y exclusivamente para transportar este tipo de palas eólicas. Podría aterrizar en superficies de tierra, por lo que se podrían construir pistas de aterrizaje ad hoc exclusivamente para ellos y poder llevar las turbinas y palas a zonas remotas en las que la infraestructura existente no permite otro tipo de desempeños logísticos más sencillos en otras áreas.
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La empresa Arcadium Lithium, que agrupó a las ex Livent y Allkem-Galaxy, empezó a notificar una serie de despidos en sus plantas de Argentina, que están vinculados a una decisión de reducción de costos por la baja internacional de los precios del litio. Se trata de una reducción del 10% de su personal en todo el mundo. Ya fueron notificados algunos trabajadores de Catamarca.
Según dio a conocer El Ancasti, estos despidos no están vinculados al fallo de la Corte de Justicia de la semana pasada, que frenó los nuevos proyectos de litio. En tal sentido, la empresa había informado que no se verían afectadas sus operaciones.
La medida es a nivel mundial, donde esperan reducir en un 10% su planta de personal. A fines de febrero, el presidente de la compañía, Paul Graves, había informado a los accionistas que esperaban reducir los compromisos de gasto de capital a corto plazo mientras evalúan formas de optimizar su cartera de proyectos.
“Está claro que muy pocos proyectos de expansión de litio tienen sentido económico a los precios actuales del mercado, y cuanto más tiempo se mantengan los precios cerca de estos niveles, mayor será el impacto en futuras escaseces de suministro de litio”, dijo el CEO hace unas semanas.
Arcadium posee en Catamarca las operaciones de los proyecto Fénix, en explotación, y Sal de Vida, en exploración avanzada, ambos en el Salar del Hombre Muerto, en Antofagasta de la Sierra. Además es accionista mayoritaria de Sales de Jujuy, que opera en el Salar de Olaroz de esa provincia.
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Tras los cuestionamientos que surgieron desde distintos sectores, tanto a favor como en contra de la minería, el Gobierno de Mendoza analiza cambios en el articulado de la normativa. La intención es convertir a la actividad en política de Estado con el aporte de todos los sectores involucrados.
Mendoza se propone desde hace meses tomar a la minería como una actividad productiva que se sume al andamiaje industrial y turístico que ya posee, de la misma forma que lo hacen en la actualidad diversos países en el mundo como Australia, EEUU, Chile, Canadá, Perú, etcétera.
Según replicó Minería & Desarrollo, el plenario de comisiones que estudia el nuevo andamiaje legislativo que se quiere dar a la minería recibió a cámaras empresarias y organizaciones civiles que coincidieron en su visión negativa del proyecto presentado por el Ejecutivo partiendo de miradas profundamente antimineras.
En ese contexto es que hubo coincidencia en el cuestionamientos al artículo 4° del proyecto, el cual deroga la ley 3.790, referida a la creación de la Dirección de Minería y que, de paso, significa la eliminación del Consejo de Minería. Recalcaron que no fue la acción del Consejo ni la Dirección de Minería que la que frenó las inversiones mineras en Mendoza, sino que recordaron lo que ha generado la Ley 7.722 durante más de 15 años.
En la apertura de las exposiciones, el titular de la Unión Industrial de Mendoza, Matías Díaz Telli, destacó lo valioso de debatir sobre minería y pidió que la discusión sobre el desarrollo de la actividad se mantenga
Criticó la celeridad con la que se le quiere dar tratamiento al código y cuestionó la eliminación del Consejo de Minería. Al mismo tiempo, puntualizó que “no ven con buenos ojos” el protagonismo de las sociedades anónimas del Estado, refiriéndose a Impulsa Mendoza.
En segundo lugar estuvo la exposición del presidente de la Cámara Mendocina de Empresarios Mineros (CaMEM), Raúl Rodríguez, quien se centró en aspectos técnicos y jurídicos.
Recalcó que hay incongruencias notorias, desde el momento en que el artículo 4° se elimina la Dirección de Minería, pero se la sigue mencionando en el resto del proyecto. Además, apuntó al artículo 38°, el cual apunta a que en las áreas que queden libres por distintas razones, tendrá prioridad Impulsa Mendoza, cuestión que -según explicó Rodríguez- va en contra de lo que indica el Código de Minería de la Nación y -por lo tanto- caería en una situación de inconstitucionalidad.
Por lo que se desprende de las exposiciones y el interés del gobierno mendocino para receptar opiniones positivas se sabe que se aceptará un cambio en el artículo 4° para mantener de alguna forma la figura del Consejo Minero, aunque no serían las que tiene en la actualidad.
Ese punto fue el más cuestionado durante las exposiciones de la mañana de este jueves en el plenario de comisiones en el anexo de la Legislatura.
Lo que también surgió, pero que no sería modificado, es el artículo 38° referido a la prioridad que tendrá Impulsa Mendoza en caso de que haya áreas mineras libres.
En el oficialismo señalaron que se tomaron modelos de otras provincias para definir el modelo que están aplicando e insistieron con el argumento que indica que buscan evitar negocios inmobiliarios.
La entrada Mendoza modificará dos artículos claves del proyecto de la Reforma Minera se publicó primero en Energía Online.
HOUSTON.- Javier Martínez Álvarez, presidente para el Cono Sur de Tenaris, el mayor proveedor de tubos sin costura para la industria hidrocarburífera, analizó cómo la industria energética global está recalibrando la discusión en torno a la transición energética de cara a reducir las emisiones de carbono a la atmósfera, una agenda que en la Argentina queda relegada de manera recurrente por las urgencias coyunturales ligadas a los avatares macroeconómicos.
En diálogo con EconoJournal, que lo entrevistó durante el CERAWeek by S&P, la mayor conferencia de energía que se realiza esta semana en esta ciudad, el ejecutivo percibe un cambio de lectura dentro de la agenda de transición, que parece haber dejado de demonizar a los hidrocarburos para buscar soluciones pragmáticas que mitiguen el nivel de emisiones hasta que nuevas tecnologías estén en condiciones reales de reemplazar el rol del petróleo y el gas como principal fuente de suministro de energía global.
“Entonces hay como una madurez en la idea de lo que cuesta y el tiempo que va a llevar la transición energética”, advirtió el directivo.
Javier Martínez Álvarez, presidente para el Cono Sur de Tenaris.
–¿Qué impresiones se llevó de la agenda que se discute en el CERAWeek, que abordó tópicos distintos a los que habitualmente discutimos en la coyuntura argentina como transición energética, descarbonización y reposicionamiento geopolíticos, entre otros?
–Una primera impresión es que percibí una actitud o un humor positivo en la industria global, que creo que es algo valioso. Entre los hitos relevantes que ocurrieron en el último tiempo, destaco la decisión de Arabia Saudita, en medio de la ‘La guerra de Putin’, como dicen ahora acá en Estados Unidos, de buscar una estabilidad de precios en niveles sostenidos para el petróleo, que están alimentando de alguna manera este buen humor que se observa. Eso se sostiene.
El segundo hito que veo diferente de la música o de la tendencia que se veía hasta hace algún tiempo atrás es una mayor toma de conciencia del conjunto del sistema (la sociedad, la política y las industrias) de los costos implícitos de la transición energética. Entonces hay como una madurez en la idea de lo que cuesta y el tiempo que va a llevar la transición energética. Existe un reconocimiento del crecimiento que están teniendo las renovables, que es muy sostenido, muy bueno, pero que no llega a acompañar el crecimiento del consumo energético. Me llamó mucho la atención, en ese sentido, el análisis de cómo hay industrias que uno no las tenía tanto en el radar que están traccionando la demanda global.
–¿Cómo cuáles por ejemplo?
–La industria de la inteligencia artificial, por ejemplo. Industrias nuevas que aparecen que son voraces en el consumo de energía. Entonces, ahí es donde se empieza a ver una toma de conciencia del costo de la transición. Se comienza a hablar, entonces, de manera más elaborada y sofisticada en dónde tiene que ser el salto, por ejemplo, en el tema vehicular, el auto híbrido o el auto eléctrico. Y una toma de conciencia también respecto a que los países van a tener distintas soluciones con distintas velocidades.
Una mirada también de lo que a nivel global están llamando como ‘Global South’, en referencia a países que ponen el foco en la importancia de proveer energía competitiva a sus ciudadanos, como una prioridad respecto a otras y a otros lugares del planeta donde hay prioridades que pueden ser diferentes. Este es un segundo tema que me pareció interesante de esta edición.
–Durante la primera jornada, Amin Nasser, CEO de Saudi Aranco, puso como eje de la transición los materiales, como el acero o el cemento, haciendo alusión a cuánto se puede mejorar la durabilidad, la huella de carbono. ¿Qué mirada tiene sobre ese análisis?
–Lo escuché y creo que comparte nuestros valores (en Tenaris). Empresas como la nuestra tienen un rol en esta mirada un poco más sofisticada a la que hacía referencia antes, de poner la atención en la mejora del ambiente trabajando principalmente en los procesos industriales internos. Te pongo un ejemplo nuestro. Nosotros acabamos de hacer un primer proyecto eólico terminado y conectado. Estamos encarando un segundo, dentro de un programa de Tenaris, de reducción de su footprint (huella) de carbono del 30% al 2030. Tiene que haber mucho de esto hecho y yo creo que es una parte importante de esta transición energética inteligente.
Creo que sí va a haber una ventana siempre del petróleo y otra ventana muy grande del gas natural. Creo que se vio en esta edición, y es otro de los highlights del encuentro, una potencia muy importante en el gas, con un doble rol: por un lado, como sustitutivo del carbón y el petróleo para mejorar las emisiones y por otro lado, como complementario de las renovables para balancear la intermitencia que justamente tienen las renovables. Ese doble juego del gas me pareció interesantísimo y abre una proyección hacia futuro enorme para la Argentina, en línea también con la suspensión de la habilitación de nuevos proyectos de LNG en EE.UU. por decisión de la administración Biden, tal vez con algún punto de impacto en la Argentina.
-A nivel global, la identidad del grupo Techint está muy marcada por los siderúrgicos. Si tuviese que marcar, desde lo siderúrgico, tres o cuatro ejes que van a trabajar en los próximos 10 años sobre esta agenda de transición, ¿cuáles serían?
–En los distintos scopes que tiene el tema del dióxido de carbono, el más relevante para nosotros son las fuentes de energía, por eso estamos haciendo lo que estamos haciendo en Argentina: 200 MW de parques de energía renovables que van a permitir de nuestra planta en Argentina tener prácticamente 100% de su abastecimiento de fuentes renovables energéticas.
Después existe un trabajo muy difícil de comunicar, pero terriblemente complejo dentro de nuestra empresa, que es trabajo en cada uno de nuestros procesos industriales. Nosotros tenemos mucho para mejorar en cada uno de nuestros procesos. Para poner un paralelo, muchas de las industrias de la energía están en un proceso de descarbonización o de reducción de sus emisiones en los pozos. Van a seguir produciendo petróleo, pero tienen que reducir las emisiones de metano al mínimo posible en los pozos productores. No es tan lindo para comentar, es terriblemente efectivo, terriblemente costoso, trabajoso como esfuerzo dentro de las compañías y absolutamente necesario para la transición energética. Y después el tercer eje que tenemos que trabajar es sobre nuestros proveedores y clientes para reducir en ellos sus emisiones.
–¿Qué puentes se pueden establecer para que la Argentina empiece a caminar también en esa dirección?
–Me gustó la presencia argentina en este evento, aunque me hubiera gustado ver mucho más. Fijate que el momento es el adecuado. Uno ve, por algunos comentarios, que hay entre curiosidad e interés por la Argentina. Creo que es algo a explotar más en un ámbito como este. Hay una oportunidad adecuada para el país, que sería bueno que se aproveche en toda su magnitud. Me gusta la presencia de compañías, pero me gustaría ver todavía más.
–¿En dónde radica el interés por la Argentina?
–Hay una ventana para el desarrollo del petróleo, pero las ventanas no son infinitas. Hay que aprovechar esa ventana. Se está haciendo mucho, pero tenemos que ver todo lo demás que se podría hacer. Hay una oportunidad extraordinaria con el gas natural. La pausa que definen las autoridades de la administración americana en la aprobación de nuevos proyectos de LNG tal vez sea una oportunidad porque esto genera incertidumbre a los compradores. Y de vuelta, episodios que han ocurrido en el pasado reciente, como la guerra en Medio Oriente y “la guerra de Putin”, abren ventanas de oportunidad para la Argentina. Es feo decir que estas guerras producen ese efecto, pero lo producen, hay una ventana de oportunidad. Después están todos los deberes que tiene que hacer la Argentina para aprovechar el momento. Algunos se ven mejorando, otros todavía están en el tintero. Yo creo que hay que unir estas tres patas. El sector energético puede ser un game changer para la economía argentina. Ya estamos empezando a ver esto. Vaca Muerta ya se empieza a ver como una realidad más palpable, quizás todavía no se ve todo el potencial que tiene el sector energético como transformador de la economía argentina, cuando estás acá (en el CERAWeek) lo ves.
“Existe una mayor madurez en la idea de lo que cuesta y el tiempo que va a llevar la transición energética”, aseguró Javier Martínez Álvarez. , Nicolás Gandini (desde Houston)
Éxito rotundo de Future Energy Summit Central America & the Caribbean. Esta edición contó con 75 ponentes del sector público y privado que compartieron su análisis de mercado en un auditorio repleto de más de 500 profesionales de las energías renovables.
Durante los paneles de debate se abordó en detalle el panorama del sector renovable en Centroamérica incluyendo PPAs bilaterales, licitaciones abiertas y competitivas que están ganando lugar en países como Guatemala, Panamá y Honduras; así mismo se debatió sobre las oportunidades para la financiación de proyectos renovables en el Caribe, seguros para proyectos de generación, retos en la construcción y nuevos reglamentos para almacenamiento y servicios auxiliares.
De allí que las frases más destacadas de los protagonistas de la segunda jornada incluyeron cifras de inversiones históricas realizadas en plazas estratégicas de la región, expectativas de mercado ante las licitaciones, precisiones de planes estratégicos y desembolsos concretados en los últimos meses (ver detalle al pie).
Nada de esto podría haber sido posible sin el trabajo en equipo de Future Energy Summit (FES), una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam, y el apoyo de partners y aliados estratégicos del sector público y privado.
Por el lado del sector público destacamos al Ministerio de Energía y Minas (MEM), la Comisión Nacional de Energía (CNE), la Superintendencia de Electricidad (SIE), la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), el Centro de Exportación e Inversión de República Dominicana (Prodominicana), la Secretaría Auxiliar de la Gobernación para Asuntos Energéticos de Puerto Rico y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).
Por parte de la iniciativa privada agradecemos a la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE), la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE), la Asociación para el Fomento de Energías Renovables (ASOFER), la Asociación Nacional de Jóvenes Empresarios (ANJE), la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), Mujeres de Energía Renovable en República Dominicana (MER-RD), Mujeres en Energía Renovable Latinoamérica (MERL), la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) y la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA).
Y resaltamos el acompañamiento, confianza y compromiso por la transición energética de empresas como Sungrow, JA Solar, Huawei, Chint, Seraphim, Trina Solar, EGE Haina, Solis, Ennova, LONGi, GCL, SL Rack, Risen Energy, Runergy, AESOLAR, Schletter, Deetken Impact, S-5!, Astronergy, ZNShine Solar, Soventix Caribbean, Jinko Solar, Acciona, Elecnor, NFS, Alurack, TDP Dominicana, Honetwell, Aggreko, JSolar, Total Logistics Solutions (TLS), UL Solutions, FMO, Telener 360, Total Energies, Marsh, Wartsila, AES Dominicana, Jimenez Peña, APS, Servica, AABI Group, ADOSEA, Raveza y Atz Investment Partners.
La gira FES 2024 continúa. Los próximos destinos son Ciudad de México el 22 de abril, Madrid el 2 de julio, Bogotá el 29 y 30 de octubre y Santiago de Chile el 27 y 28 de noviembre. Accede a más información en www.futurenergysummit.com
Si no pudiste asistir a Future Energy Summit Central America & the Caribbean, puedes dar un vistazo al evento en el canal de YouTube de FES. El primer día dejó grandes anuncios (ver) y la segunda jornada no podía ser menos; por eso, a continuación, descubre las frases destacadas del cierre de esta tercera edición de FES en República Dominicana:
Biviana Riveiro – Directora Ejecutiva – ProDominicana: «Las renovables han representado señores un salto cuántico en la matriz de inversión del país. Para ponerlos en perspectiva, hace menos de 10 años, en 2015/2016, la inversión era negativa en el sector de la energía. Hoy en día, lo que nunca había pasado en la historia es que tuvimos 1025 millones de dólares en 2023, es decir que un 23% de todos los flujos de inversión que entraron al país fueron por concepto de energía, particularmente concentrada en la inversión en proyectos de energías renovables.
Michelle Abreu – Miembro de Junta Directiva – MER RD: «Todos. Mujeres y hombres trabajemos en la inclusión, empoderemos para el liderazgo femenino, entrenemos para elevar el nivel de las capacidades e integrémoslas como líderes públicos y privados».
Alonso Butron – Gerente Regional – BAUR GmbH: «La importancia que se le tiene que dar al cable específicamente en energías renovables es fundamental para garantizar la seguridad de la red subterranea. Sabemos que los parques solares y eólicos tienen cables directamente enterrados que están propensos a daños mecánicos o daños en la propia instalación. Entonces, nosotros ofrecemos soluciones para prever ese tipo de problemas y también ofrecemos soluciones para localizar las averías que muchas veces son el talón de Aquiles de las empresas de generación renovable».
Fernando Diaz – Gerente de Ventas – TDP Dominicana: «TDP Dominicana es el único proveedor de equipos de medición que posee centro de servicios, centro de reparaciones, laboratorio de calibración (que en este momento está en proceso de recibir la certificación ISO 17025, estamos en las últimas etapas de auditorías)».
Fernando Alvarado – CEO – Deetken Impact: «En el último año, hemos estado en el proceso de financiamiento para la construcción de dos proyectos utility scale en República Dominicana, uno en donde también participa el FMO que está en una ampliación para alcanzar una capacidad de más de 70 MW, y también estamos empezando el desembolso de otro proyecto en el lado de la Romana y con una capacidad de 160 MW también empezando construcción. Y en generación distribuida terminamos de desembolsar para la construcción de proyectos para clientes comerciales e industriales».
Angie Salom – Manager Energy Latin America & Caribbean – FMO: «En diciembre, tuvimos el éxito con dos de nuestros partners de cerrar el financiamiento de la segunda fase de Monte Plata. Muy orgullosos de haber podido continuar apoyando el proyecto. Ahí vimos los retos de financiar una segunda fase mientras se lidian con los temas operativos de una primera fase pero también como el compromiso de los inversionistas y los financistas es clave para que un proyecto siga adelante».
Carlos Nieto – VP Riesgos Generales – ROS & Asociados: «Cada vez que salimos a buscar capacidades, donde más te encuentras la escasez es en la parte de los riesgos de la naturaleza, pero también lo estamos viendo muy altamente en el riesgo social. Anteriormente, podíamos asegurar el 100% de los daños que podían ocasionar por ejemplo los huelguistas o las personas que participan de los disturbios sociales. Hoy día la mayor parte de las aseguradoras están amarradas de manos hasta un 30% y algunas hasta el 50%»
Rubén Jiménez – CEO y Vicepresidente Consejo de Administración – Seguros APS: «Un rol importantísimo que tiene la aseguradora junto al broker es el tema del servicio y atender las reclamaciones. Básicamente, ese es el rol principal de la compañía de seguros. Sin embargo, por otro lado, tenemos al reaseguro que lo importante en primera instancia es que tenga las capacidades financieras para dar respuesta inmediata a lo que la compañía de seguros haya pactado con el reasegurador en el caso de que eventualmente se contemple un reclamo. Lo importante de elegir reaseguradores de primera línea y con experiencia en energías renovables es que tienen la experiencia en el mercado, y no solo lo vemos a nivel local sino también holístico en Centroamérica y el Caribe».
Victor Saldaña – Sales Manager Central America – JA Solar: «Panamá hace dos años tenía una capacidad de generación distribuida anual de 3 a 10 MW, pero el año pasado se cerró 30 MW en generación distribuida, lo que ha hecho un avance en lo que también pertenece al Plan de Transición Energética del país y se espera que este año sean 50 MW de generación distribuida en el país».
Álvaro Vergara – Vocal – Asociación Para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER): «Desde ASOFER, aplaudimos la gestión que ha tenido esta administración en República Dominicana (…) Con una demanda que se duplica en siete años, se tiene que tener una visión de mantener un programa de inversiones en energías renovables que continúe a través del tiempo y para ello lo ideal es mantener un esquema que está dando muy buenos resultados en este momento».
Nicholas Serrano – Technical Manager Latam – Seraphim: «Hay una tendencia hacia los PPA que esperamos que a futuro haya un crecimiento de eso, pero hay puntos clave que se deben mejorar como la competitividad de las licitaciones de los PPA, la transparencia, la gobernanza, la institucionalidad, la regulación, hay varios temas que se deben mejorar, no obstante el futuro de la región Caribe y Centroamérica desde Seraphim es bastante esperanzadora y optimista».
Génesis Rodezno – Directora Ejecutiva – Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE): «El gobierno, viendo las lecciones aprendidas de las cosas que no salieron bien de las administraciones pasadas, ha tomado en cuenta la necesidad de un proceso de licitación nuevo. Este año ellos han anunciado que a final de este año estarían lanzando un proceso de licitación de 1500 MW y una perspectiva importante que como asociación queremos traer a la mesa es que es importante que se revisen los planes indicativos de generación, porque el centro nacional de despacho, que en nuestro país es quien administra el operador del sistema, hace dos recomendaciones bien importantes y una es que en un término de 10 años se deben incorporar energías renovables, en específico solar fotovoltaico y que debe hacerse con almacenamiento».
Marisol Neira – LatAm Key Account Director – ZNShine PV-Tech: «Estamos viviendo el mejor momento para desarrollar este tipo de proyectos. En la parte de precios se ha estabilizado muchísimo, llevamos mas o menos un mes con un precio muy estable. Ha habido especulación de que va a subir pero llevamos en esa especulación un año donde bajaba y todo el tiempo nos decían que iba a subir y vemos que por fin se estabilizó. así que definitivamente es el mejor momento que estamos viviendo todos los fabricantes, tenemos capacidades a full».
Alfonso Rodríguez, viceministro de Ahorro y Eficiencia Energética: «Modificamos el reglamento para hablar de licitaciones y lo que hemos tenido es que todas las partes involucradas es decir la parte financiera, los constructores, los desarrolladores nos dicen que no, que volvamos al metodo anterior y sigamos negociando dentro de un rango de precios. Entonces, es algo que no se ha hecho, es algo que estamos evaluando, este es un año de elecciones, estamos esperando que pasen las elecciones, y en ese momento se tomará la decisión si seguirá el proceso de licitaciones o si se volverá a la mesa de negociación como están pidiendo las asociaciones de generación para que los proyectos sigan fluyendo».
Diomedes Quijano – CTO en Centroamérica y Caribe – Huawei Digital Power: «Dentro de todos los sistemas de almacenamiento evaluados dentro de nuestra región de Centroamérica y el Caribe, los sistemas de almacenamiento con baterías de ion litio son los sistemas predilectos por su alta densidad de energía y por las promesas que ofrecen de poder ayudarnos a balancear las distintas matrices energéticas».
Cheng Peng – Chairman of Board – JSolar: «En los países del Caribe a menudo enfrentamos huracanes o fuertes vientos. Nosotros trabajamos para sitios similares en islas Filipinas, para proyectos que enfrentaban una corrosión muy fuerte del agua del mar y también vientos muy fuertes cuya velocidad podía alcanzar los 270 km/h. Tenemos la experiencia por lo que podemos ayudar al cliente aquí también a diseñar y suministrar la estructura para el montaje de paneles».
Harold Steinvorth – Head de Generación Distribuida para Latam – Trina Solar: «Contamos con productos que están diseñados específicamente para regiones como República Dominicana con zonas propensas a altos impactos producto de huracanes, lo que genera ciertos retos que deben ser resueltos y una de nuestras soluciones es tener un módulo con una capacidad de resistencia mecánica 1.5 veces mayor que el resto de los módulos en el mercado, entonces es una solución con la que facilitamos al EPC para que no tenga que agregar elementos adicionales a las estructuras porque tenemos productos diseñados para este tipo de situaciones».
Augusto Bello – Gerente – AABI: «Estamos trabajando en muchos proyectos, uno de ellos somos asesores técnicos y financieros junto a la firma Jimenez Peña en el primer proyecto con baterías con concesión definitiva en República Dominicana que es Dominicana Azul 1 (101 MW) y Dominicana Azul 2 (124 MW) en total son 225 MWh de baterías en la zona de Cabrera, en esa misma zona estoy trabajando en Taino 1 (101 MW) y Taino 2 (129 MW) ambos con más de 225 MWh de baterías también. A parte, hemos hecho estudio para plantas de biomasa y el primer parque eólico offshore de República Dominicana de 500 MW que se pretende instalar en la zona sur y estamos en el proceso de permisología».
Katherine Rosa – Socia de Energía y Financiamiento de Proyectos – Jiménez Peña Advisors: «Todo el proceso de tramitología ha dado un cambio favorable significativo y los principales desafíos que se presentábamos en años pasados han sido superados. Los proyectos se aprueban con relativa agilidad, los temas principales que eran un tropiezo en términos de concesiones definitivas también han sido acelerados. Los retos principales todavía se concentran en aspectos con los ayuntamientos con los permisos de usos de suelo, son temas recurrentes en los que seguimos estancados en el mismo punto».
Carlos Cabrera – Vicepresidente Ejecutivo– Servinca: «Hoy, acumulado en 45 años, tenemos 600 km de lineas de transmisión y distribución construidas desde 12.5 kV a 138 kV. Hemos logrado trabajar y entrar en servicio más de 8 subestaciones en diferentes proyectos en esa cadena. Los cuatro proyectos de almacenamiento de República Dominicana para nuestro cliente AES Fluence hemos tenido la oportunidad de hacer el primer proyecto y luego hemos ido encadenando junto con su equipo cuatro proyectos de almacenamiento que suman casi 40 MW en diferentes modalidades. Y, al mismo tiempo, hemos trabajado en más de 15 hidroeléctricos en República Dominicana, somos fabricantes de componentes hidromecánicos también».
Luis Felipe Lerebours – Country Manager República Dominicana – BAS Corporation: «En República Dominicana, estamos participando con un portafolio de 5 proyectos, de los cuales uno ya está en operación comercial que es el parque solar El Soco (79 MW). Luego vendrá el parque solar La Victoria, los parques Washington Capital Solar Park 2 y 3 en Guerra, que dentro de nuestro cronograma ya están adelantados para iniciar los trámites de interconexión en los próximos meses. Más atrás, viene el parque solar Lucila (10 MW). Y, por último, el parque solar Levitals en Azua que estamos iniciando el acondicionamiento y limpieza de terrenos para iniciar. El portafolio completo abarca 350 MWp y 250MWn».
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En un contexto marcado por el aumento de la demanda de energía en Colombia acentuada por los efectos del fenómeno de “El Niño”, Empresas Públicas de Medellín (EPM) ha trazado ambiciosos planes para el presente año, con el objetivo de seguir fortaleciendo su posición como uno de los principales actores en el mercado energético del país.
En conversaciones con Energía Estratégica, el Vicepresidente Generación Energía de EPM, Carlos Orduz, comparte detalles sobre los retos y proyectos que la compañía tiene en agenda para el año en curso.
“Este año la compañía se ha propuesto la ambiciosa meta de superar los 19 mil megavatios (MW) renovables”, señaló.
Este reto refleja el compromiso de EPM con el crecimiento y la expansión en el mercado energético colombiano, así como su capacidad para contribuir al desarrollo del país a través del suministro de energía confiable y sostenible.
En este sentido, Orduz ratifica el reciente logro de la compañía en el ámbito de la energía fotovoltaica: “Celebramos que el parque solar Tepuy, con una capacidad de 83 MW, ya ha iniciado pruebas de puesta en servicio y está inyectando energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN)”.
Y agrega: “Esta central no solo contribuirá al plan de expansión de EPM, sino que también a la diversificación de la canasta energética del país, impulsando la adopción de fuentes de energía renovable”.
Se trata de uno de los 30 proyectos solares adjudicados por XM en la reciente subasta de Obligaciones de Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad 2027-2028.
Ubicado en el municipio de La Dorada, departamento de Caldas, tiene una potencia nominal suficiente para abastecer a una ciudad de 400 mil habitantes. Sus cerca de 200 mil paneles bifaciales están distribuidos en 16 centros de transformación y agrupados en 5 circuitos.
De esta forma, Orduz destaca el énfasis en la tecnología solar fotovoltaica, la cual desempeña un papel crucial en el proceso de transición energética del país. Sin embargo, señala que esta tecnología por sí sola podría no ser suficiente para satisfacer la creciente demanda de energía en el país.
En efecto, al analizar el panorama actual del sector energético en Colombia, Orduz confiesa que si bien el crecimiento ha sido notable en los últimos años, el desarrollo de nuevos proyectos ha estado más lento de lo esperado.
Para el ejecutivo esta desaceleración está vinculada a la derogación del proceso de subastas a largo plazo, entendidas como mecanismos fundamentales para la entrada de nuevos desarrollos renovables.
“El país necesitará más subastas para promover la oferta y contar con la capacidad necesaria para atender la creciente demanda de energía. El gobierno debería lanzar un modelo de subastas a largo plazo preferiblemente dirigido a diversas tecnologías de la planeación y promoción del mercado”, concluye.
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La energía solar se erige como una de las fuentes más prometedoras para la transición hacia un futuro energético más sostenible en Argentina.
Ese potencial quedó claro en el mega evento de Future Energy Summit (FES) realizado en Argentina, donde 400 referentes del sector y más de 50 empresas, asociaciones y organizaciones de la industria de las renovables debatieron sobre perspectivas del mercado renovable y las últimas tecnologías para nuevos desarrollos.
Una de ellas fue Victoria Sandoval, Sales Manager de JA Solar, uno de los fabricantes de paneles solares más importantes del mundo quien reveló su apetito por seguir consolidando su presencia en el país sudamericano con una apuesta firme y una estrategia enfocada en satisfacer las demandas emergentes del mercado.
De esta forma, la experta destacó la importancia de la incursión de la compañía en Argentina, un mercado que está experimentando un despertar significativo en los últimos años.
«Notamos vientos de esperanza y cambios positivos que se avecinan en Argentina. Nuestro interés es generar una relación de intercambio a largo plazo por eso ya contamos con presencia local en este país. La empresa está haciendo una apuesta fuerte porque notamos que Argentina es tierra fértil”, afirmó.
Los grandes retos de Argentina
Tras reconocer el potencial del país, la ejecutiva también identificó ciertos desafíos a superar para seguir diversificando su matriz energética, tales como mejorar la regulación y las tarifas energéticas.
“El país tiene una tarea muy fuerte a nivel regulatorio y tarifario. Hay muchos casos de éxito en Latinoamérica para tomar de ejemplo. En México, existe una regulación de generación distribuida que es bastante favorecedora con incentivos que permiten a la industria y los hogares tener propias instalaciones. Quizás en un futuro en Argentina se podría lograr algo similar”, auguró
Según Sandoval, otros retos de Argentina para seguir creciendo en el sector de la energía solar, consisten en invertir la infraestructura, facilitar el acceso al mercado cambiario y realizar más cambios regulatorios en favor de las renovables.
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.
Fuerte compromiso con la innovación tecnológica
En la actualidad, JA Solar se distingue como una de las pocas empresas que ha pasado pruebas técnicas a nivel mundial, lo que le otorga una posición privilegiada en el mercado.
A su vez, la compañía cuenta con una cuota de mercado del 16%, lo que significa que uno de cada seis paneles solares instalados a nivel mundial es de JA Solar.
De esta forma, es uno de los tres principales fabricantes de paneles solares del mundo, con una capacidad de producción de 95GW para módulos solares y 85GW para lingotes, obleas y celdas.
La estrategia de JA Solar se centra en la innovación tecnológica y la eficiencia energética. En línea con esa filosofía, Sandoval explicó que el objetivo de la empresa es desarrollar paneles solares que generen más energía en el menor espacio posible y con menos material.
En este sentido, la firma ha transitado hacia una nueva fase de fabricación de paneles solares, adoptando celdas rectangulares que permiten una mayor eficiencia y rendimiento, sin descuidar los costos.
“Es importante crecer en eficiencia manteniendo los costos para garantizar que los paneles solares sean accesibles para los usuarios. A su vez, JA Solar ofrece paneles con garantías de hasta 30 años, lo que brinda seguridad y confiabilidad a los clientes”, concluyó.
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