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Otro tarifazo: la luz subirá 118% promedio en la provincia de Buenos Aires

Los bolsillos recibirán otro duro golpe. La provincia de Buenos Aires anunció que las tarifas de electricidad subirán 118% promedio, en todo el territorio excluyendo el área metropolitana.

El tarifazo se verá reflejado en los consumos correspondientes a y, en el caso de los usuarios residenciales de grandes ingresos –y los de ingresos medios que consuman más de 400 kwh mes– implicará un incremento de 118%; para los pequeños comercios, de 413%, y para los organismos públicos, de 186%.

Será por el traslado a cuadros tarifarios provinciales del aumento en el precio mayorista de la energía y la quita de subsidios definidos por la Secretaría de Energía de la Nación.

El detalle de cómo serán las subas en cada caso lo especificó el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la provincia de Buenos Aires, mediante un comunicado. 

Allí se indicó: “El aumento de la energía afecta a los usuarios residenciales de grandes ingresos y a los de ingresos medios que consuman más de 400 kwh mes, en un 118%. En el caso extremo de los pequeños comercios –que son aquellos que consuman menos de 800 kwh mes–, la suba alcanza un 413%. También hay un aumento para los organismos públicos de las carteras de Educación y Salud, que sufrirán una suba del 186%”.

Debido a la pandemia de coronavirus y a la crisis posterior, las tarifas se mantuvieron muy por debajo del aumento de costos. 

Las distribuidoras provinciales y cooperativas mantuvieron sus operaciones gracias a los subsidios energéticos y a que se les permitió hacer pagos parciales a Cammesa, pero eso hizo que fueran acumulando una deuda.

En ese sentido, el escenario actual por parte de las distribuidoras y cooperativas es de un alto nivel de endeudamiento. 

“En el caso del sector cooperativo, se evidencia un mayor nivel de gravedad. Si bien es un sector altamente heterogéneo, se observa que en muchos casos no alcanzarían a pagar los sueldos si abonaran el 100% de la energía que compran”, se remarcó en el comunicado mencionado.

En este contexto, además del incremento del costo de la energía, próximamente se sumará un aumento de uno de los componentes de la tarifa: el Valor Agregado de Distribución (VAD) que se utilizará para sanear la deuda con Cammesa y lograr garantizar la operación del servicio. “Sumados ambos, la tarifa sufrirá un incremento promedio del 180%”, se estimó.

De esta manera, un usuario residencial de altos ingresos (N1) que consume 150 kwh mes pasará de pagar en promedio $8600 por mes a pagar $24.000. 

En el caso de los usuarios N2 de bajos ingresos, si pagaba $3500 por mes consumiendo 150 kwh en enero, en marzo pagará $10.500. Estos incrementos son similares a los que ya fueron aplicados recientemente a las facturas de los bonaerenses que viven en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), áreas de concesión de Edenor y Edesur, las dos distribuidoras bajo jurisdicción nacional.

Esto va en línea con el aumento nacional que empezó a aplicar el Gobierno desde el viernes pasado y que tiene como objetivo comenzar a disminuir los subsidios. En tal sentido, a partir del 16 del actual comenzaron a regir los nuevos cuadros tarifarios de Edenor y Edesur, que venían siendo demorados.

Como había anticipado el reporte del staff del Fondo Monetario Internacional (FMI), con estos incrementos las boletas de luz subirán hasta 150% para los usuarios de altos ingresos (N1) del AMBA. En tanto, para los hogares de ingresos bajos (N2) y medios (N3), las subas serán de hasta 70%.

Según un comunicado de la Secretaría de Energía, considerando un consumo de 380 kwh por mes, en el caso de los usuarios de altos ingresos, a quienes se les quitó el subsidio a la generación eléctrica, una factura de $13.900 pasará a pagar $34.332, lo que representa un incremento del 150%. Esta suba alcanza a 5,4 millones de usuarios residenciales (casi el 35% del total).

En el caso de los hogares de ingresos bajos, para un mismo nivel de consumo y periodo, pasará de $4360 a $7415, lo que representa una actualización del 70%.

En lo que respecta a los usuarios de ingresos medios con un consumo de hasta 400 kwh por mes, pasará de $4783 a $7850, que equivale a una variación de 65%.

“Cabe señalar que, en esta clase de usuarios, en caso de superar los 400 kwh mensuales, si el consumo alcanzara los 600 kwh, el monto pasaría de $14.600 a $34.000, es decir, un 130% de diferencia en la reconfiguración tarifaria”, explicó el comunicado oficial enviada semanas atrás a los medios.

El Gobierno espera ahorrar unos 0,7 puntos del PBI este año en subsidios económicos. “Entre energía y gas [falta aún anunciar ese aumento] va a ser 0,55 del producto para el año. El otro 0,15% será por transporte”, afirmaron ayer cerca del ministro de Economía, Luis Caputo.

La Secretaría de Energía informó que las tarifas sancionadas tendrán vigencia transitoria de un año, mientras se lleva a cabo, conforme a la ley 24.065, una revisión tarifaria quinquenal (periodo 2024-2028) para garantizar la ejecución de inversiones que requieren de mayor tiempo de amortización y fortalecer la calidad del suministro a los usuarios. A fin de mantener el valor real de la tarifa transitoria, se aplica un mecanismo de ajuste mensual que empezará a regir a partir de abril.

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¿Neuquén no quiere cortar el envío de petróleo y gas?

Es fundamental pronunciar correctamente el gremio petrolero. En realidad, no hay manera de suspender envíos. No paralizará la producción petrolera ni la actividad en la cuenca neuquina, informó Marcelo Rucci, referente gremial del Sindicato de Petroleros y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa. En una nota, dijo que «no desconocemos la legitmidad del reclamo, pero es un conflicto que debe resolverse por los canales correspondientes, ya sea por la política o directamente en la justicia». Estas afirmaciones son relevantes si se considera que la decisión de cortar o no cortar el suministro está influenciada por los gremios […]

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Ignacio Torres advirtió que todas las provincias patagónicas podrían cortar el petróleo y gas

El gobernador de ChubutIgnacio Torres, ratificó su decisión de cortar el envío de petróleo y gas al país si el Gobierno nacional no le envía fondos coparticipables y adelantó que a esa medida se pueden sumar todas las provincias patagónicas. “Ya estamos cansados del destrato, de la agresión, de la violencia y de que se quieran llevar puestas a las provincias”, apuntó contra la administración de Javier Milei.

El mandatario provincial denunció que el gobierno nacional está haciendo un “ahogo financiero adrede y extorsivo” y reiteró su advertencia de que suspendería los suministros de petróleo y gas si el Ministerio de Economía no le entrega sus recursos al territorio.

En una entrevista radial, el dirigente del PRO aseguró que está en contacto con el ex presidente Mauricio Macri, quien está colaborando con él: “Desde el momento uno está colaborando y tratando de tender puentes. Es frustrante ver que del otro lado no hay respuesta”.

“Hoy en el gobierno se desconocen entre ellos, no hay nadie que sepa si lo que dicen es así o no. Nosotros lo que pedimos es simple: no pedimos un peso, solo respeto para las provincias”, agregó.

“Luis Caputo miente”

Torres también aseguró que el ministro de Economía, Luis Caputo, “miente” sobre la deuda que mantendría su provincia con el Estado nacional. En sus redes sociales compartió un posteo de su vicegobernador, Gustavo Menna, titulado: “El Ministro miente descaradamente”.

Además, apuntó directamente contra Javier Milei al afirmar que busca peleas inconducentes a través de las redes sociales: “Por Twitter son muy guapos, se animan a pelearse con Lali Espósito, pero yo no veo que den ninguna pelea para terminar con las verdaderas mafias”.

Por otra parte, adelantó su encuentro con pares de la región: “Vamos a tener una reunión hoy a la tarde con todas las provincias patagónicas, vamos a tomar una decisión en conjunto. Ya estamos cansados del destrato, de la agresión, de la violencia y de que se quieran llevar puestas a las provincias. Hoy vamos a tener una deliberación y lo que decida Chubut lo vamos a tomar en todas las provincias patagónicas”.

“Yo quiero que termine la pelea. No es contra mí. Hoy me tocó a mí, mañana será otro. Todos los días hay alguien nuevo para pelearse. Ante falta de resultados, lo que buscan es tener un chivo expiatorio”, consideró Torres sobre el cruce virtual con el jefe de Estado.

Allí reveló un mensaje que le llegó anoche del viernes tras la publicación de su comunicado“Me mandaron un ultimátum: ‘Vamos a sacar los tanques a las redes si no paras’, decía. Estos pibes están locos”.

El mandatario provincial explicó que la amenaza se la mandó gente del gobierno a un amigo de él, que se lo reenvió de manera privada. “Fue como diciendo o te callas la boca o te mandamos los trolls por Twitter”, concluyó.

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El proyecto del Senado pretende sustituir completamente el sistema de combustible obligatorio

El Congreso abre la puerta un debate fiscal sobre el mercado de los hidrocarburos que repercutirá sobre la operatoria diaria de las Estaciones de Servicio, con el objetivo de aplicar el mandato constitucional del federalismo en un nuevo contexto económico y político donde se cuestionan la totalidad de las concepciones que se vienen aplicando en todos los estratos de la sociedad. El Poder Legislativo hace tiempos atrás y tiene en cabo diversos proyectos de Ley que buscan revisar temas relacionados con las naftas, tales como el precio uniforme en todo el país, la capacidad contributiva de cada región y su […]

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AES, Central Puerto, Telener 360, Nordex, Goldwind y Vestas dirán presentes en FES Argentina

Quedan sólo dos semanas para el Future Energy Summit (FES) Argentina, mega evento que se llevará a cabo en el Hotel Emperador de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) y que reunirá a más de 400 ejecutivos, inversionistas y líderes de la región. 

La agenda de la cumbre poco a poco toma más forma y para el 11 de marzo ya está confirmado que AES Argentina, Central Puerto, Telener 360, Nordex, Goldwind Argentina y Vestas participarán del evento que será el espacio ideal para debatir los principales temas del sector energético.  

Esas grandes compañías de la industria formarán parte del panel denominado “Aspectos clave para el desarrollo de la energía eólica en Argentina”, y allí se explayará la visión de futuro de esos grandes actores del sector, considerando su rol en el mercado y que la eólica tecnología suma 3.706 MW instalados, lo que representa poco más del 62% de la matriz renovable operativa en el país. 

Martín Genesio, presidente y CEO de AES Argentina, será la persona que analice los desafíos y oportunidades por parte de la compañía que durante el 2023 reconoció que cuenta con más de 1000 MW desarrollados en proyectos eólicos y cerca de 200 MW solares en distintos lugares del país. 

Además, ese mismo año AES Argentina firmó los contratos para la expansión del parque eólico de Bahía Blanca y celebró sus 30 años en el país con el anuncio de desembolso de 90 millones de dólares para ampliar la central eólica Vientos Bonaerenses (de 99 MW a 153 MW), emplazada en la localidad de Tornquist, provincia de Buenos Aires. 

Por el lado de Central Puerto, su director de Energías Renovables, Rubén Omar López, será la persona que expondrá en el tercer panel de Future Energy Summit Argentina respecto a la estrategia de las renovables en la matriz de generación eléctrica. 

La compañía desarrolló los parques eólicos La Castellana, Achiras, Manque, Los Olivos, La Genoveva I y II (suman 374 MW de capacidad), mientras en 2023 adquirió su primera planta solar (Guañizuil 2A – 117 MW) y dio a conocer que estaba analizando alternativas de inversión que tengan como objetivo elevar su desempeño en el mercado renovables, tanto de origen eólico como fotovoltaico.

Máximo Iaconis, country manager Argentina de Telener 360, repetirá presencia en un evento organizado por FES tras lo hecho en el Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit (realizada en noviembre en Santiago).

Allí la empresa que brinda soluciones de Ingeniería en el ámbito de las renovables, comunicaciones y estructuras de soporte aseguró que Argentina sigue siendo un foco para los próximos años, país en el que levantó torres de recurso eólico a lo largo de 7 parques entre 2017 y 2020. 

Nordex también estará en la cumbre y su vicepresidente LATAM, Marcos Cardaci, expondrá en el tercer panel de la jornada para dialogar sobre los aspectos clave para el desarrollo de la energía eólica en Argentina. 

La compañía fabricante de aerogeneradores es una de las líderes a nivel mundial y, a pesar de las barreras financieras y políticas en Argentina, ve una oportunidad significativa, y si se suma toda la región (excepto Brasil), Nordex posee varios proyectos en construcción que suman alrededor de 1.600 MW. 

Fernando Errea, gerente de Ventas de Goldwind Argentina, será otro de los grandes nombres que estarán en la primera parada de la gira del 2024 de Future Energy Summit, dado que opera 350 MW renovables en el país. 

Por lo que seguramente se hará hincapié en cómo avanzar en el mercado tras superar los 100 GW de capacidad eólica instalada a nivel mundial y en el establecimiento de relaciones sustentables con la cadena de suministro y actores de la industria local. 

Mientras que Andrés Gismondi, country manager de Vestas, cierra la nómina de los panelistas que abordarán las perspectivas para este año, teniendo en cuenta la empresa llevó a cabo un trabajo de estudios que apuntaban más de 41 GW en nuevos proyectos eólicos hasta 2032 dentro de LATAM.

Pero para el caso de Argentina, desde Vestas ya habían anticipado que, tras superar los 2,5 GW de pedidos en el país, los focos para tener una mayor penetración renovable debían estar en el desarrollo de nuevas líneas de transmisión, el hidrógeno verde y el avance de un mercado que permita conectar a los usuarios con los generadores y/o comercializadores de energía a través de contratos PPA. 

Por lo que todos esos temas y más se debatirán el lunes de marzo en el mega evento Future Energy Summit Argentina, sumado a que la cumbre organizada por FES será un espacio para  visibilizar las oportunidades regulatorias y explorar nuevos negocios e inversiones sostenibles en el camino de la transición energética regional. 

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Especialistas afirman que es fundamental retomar las subastas de largo plazo en México

En el contexto actual de transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles, expertos del sector renovable señalan la necesidad imperante de retomar las subastas de largo plazo en México para aprovechar las oportunidades del nearshoring. 

Uno de ellos es Jorge Islas, experto en energías renovables y Director de Solea, una empresa mexicana especializada en generación eléctrica fotovoltaica, quien destaca a Energía Estratégica la urgencia de cambiar las reglas de juego a nivel regulatorio para impulsar la actividad renovable en el país. 

«Para detonar la actividad renovable en México, es crucial realizar cambios en el marco regulatorio que eliminen barreras y fomenten la inversión en energías limpias«, afirma el director de Solea.

Entre las propuestas destacadas se encuentran la reactivación de subastas, la simplificación de trámites y permisos para la instalación de proyectos renovables, el establecimiento de incentivos fiscales y financieros, así como la necesidad de mayor claridad y estabilidad en las políticas energéticas para generar confianza entre los inversionistas.

Y afirma: “Quien llegue al poder, deberá establecer un compromiso firme con la transición hacia una matriz energética más sustentable. Es necesaria la elaboración de un plan integral de energía limpia con metas ambiciosas y plazos definidos, así como asignar recursos adecuados para su implementación”. 

Además, subraya la necesidad de fortalecer las instituciones encargadas de regular y promover el sector de energías renovables para garantizar su desarrollo adecuado.

En relación con la reactivación de las subastas a largo plazo y la inversión en las redes de transmisión, el experto sostiene que urge en México lanzar nuevamente esas licitaciones , especialmente en zonas estratégicas que benefician al sistema eléctrico nacional. 

“La apertura de subastas destinadas al sector de almacenamiento serían excelentes para estabilizar la red en puntos críticos, considerando que estas herramientas son cruciales para atraer inversiones y garantizar la competencia en el mercado”, insiste.

Asimismo, aboga por una mayor inversión en las redes de transmisión para impulsar el crecimiento de las energías renovables. 

En cuanto a la posibilidad de elevar el límite de potencia en Generación Distribuida, Islas reconoce que podría ser beneficioso para promover la adopción de energías renovables a nivel local, siempre y cuando se implementen medidas para garantizar la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico y evitar distorsiones en el mercado.

Finalmente, respecto a las expectativas de crecimiento del sector renovable en los próximos años, el empresario es optimista: “El aumento de la conciencia sobre la necesidad de combatir el cambio climático y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero impulsará la demanda de energía limpia a nivel mundial”. 

No obstante, concluye que el crecimiento del sector dependerá de la estabilidad política y regulatoria, así como de la disponibilidad de financiamiento y tecnología adecuada en México.

 

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Amnistía energética, licitaciones y autoproducción solar bajo la mirada de industriales en Honduras

Honduras continua con esfuerzos para resolver la crisis energética en la que se encuentra. Entre ellos, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) aseguró que incorporará 272 MW en motores durante los próximos meses para cubrir el déficit y garantizar el servicio.

Según precisó Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE, 230 MW de capacidad instalada de nueva generación entraría al 15 de abril, y se completaría a 270 MW a mediados de mayo.

La medida fue bien recibida por el sector privado, aunque en el mismo periodo se les haya propuesto desconexiones voluntarias de maquilas e industrias en el orden de 60 MW y se le sume una amnistía energética que despertó algunos cuestionamientos e interrogantes.

“No vemos la amnistía energética como un paso positivo y nos preocupa más bien que sea un movimiento político que termine deteriorando la finanzas de la estatal, por lo que realmente sentimos que es algo que no es correcto, a menos que el Estado quiera cubrir esas diferencias, porque esas pérdidas alguien las tiene que absorber y la empresa estatal ya no aguanta más”, declaró Eduardo Facusse, expresidente de la Cámara de Comercio e Industrias de Cortés (CCIC).

Al respecto, es preciso remarcar que el Congreso Nacional fue quien decidió «conceder el beneficio de amnistía de multas, recargos e intereses, así como obligaciones accesorias pendientes de pago con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE)” a través del Decreto legislativo 61-2023, pero no está fijado quién absorberá los costos.

“La Secretaría y la gerencia de la estatal solo están ejecutando lo que está mandando el Congreso pero no creo que lo estén viendo de manera favorable”, consideró Facusse.

A pesar de estas preocupaciones, Facusse reconoció los esfuerzos del gobierno por invertir en la infraestructura eléctrica del país y, en particular, elogió el liderazgo del secretario de Energía, Erick Tejada, destacando los esfuerzos de Tejada para minimizar los impactos de los problemas energéticos y su disposición para colaborar con instituciones como la CCIC.

Y es que en el último mes, la ENEE ha anunciado la ampliación, mejora y construcción de 15 subestaciones a nivel nacional, 4 líneas de transmisión, la instalación de variedad de reguladores de voltaje, y adelantó que se sumarán al sistema eléctrico 270 MVA de transformadores en sectores claves del SIN.

Ahora bien, reconoció que un asunto pendiente es la ampliación del parque de generación a costos competitivos, que repercutan favorablemente con reducciones de tarifas para usuarios finales.

“Preocupa la planificación de mediano y largo plazo porque no se han gestionado licitaciones que conduzcan a un mejor costo de energía. Entonces desde el sector industrial y comercial, lo que estamos requiriendo es que se empiecen a mover las piezas para elevar a término de licitación internacional nuevas ofertas que mejoren el costo de la energía en el país, que hasta este momento es un costo que realmente no es competitivo y es bastante alto comparado a otros países de la región”, cuestionó.

Un detalle que sí sería favorable para la reducción de costos para usuarios finales, surgiría a nivel de autoproducción. Desde la perspectiva del referente empresario, la propuesta de incorporar tarifas para autoproductores de energía renovable resulta positiva. Sin embargo, enfatizó la necesidad de una tarifa competitiva que no incremente los costos para los consumidores, por lo que sugiere que la formulación de esta tarifa debe garantizar que la energía producida de manera independiente contribuya a reducir el costo promedio de la energía en el país.

“El hecho que se esté moviendo en esa dirección ya es positivo, creo yo que se debe de considerar una tarifa de oportunidad para asegurarnos de que el incremento en el costo no venga a empeorar el precio, sino que lo mejore en ese sentido. Yo creo que la formulación tiene que servir para abaratar el costo promedio de la energía que se está despachando”, concluyó.

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Innovación e integración del sector energético: Norma Grande adelanta sus objetivos al frente de CECACIER

El Comité para Centroamérica y el Caribe de la Comisión de Integración Energética Regional (CECACIER) inicia el año con nueva Junta Directiva. Norma Grande, directora de Grandes Clientes AES El Salvador, fue elegida como presidenta para el periodo 2024-2026.

Energía Estratégica se comunicó con la flamante nueva autoridad para conocer los objetivos de su gestión liderando esta organización conformada por empresas y organismos del sector energético de siete países de la región Centroamericana y el Caribe.

Entre los objetivos principales, la presidenta de CECACIER señaló que persigue lograr una vinculación entre sus asociados compartiendo experiencias y mejores prácticas para promover la integración del sector energético.

Por ello, entre sus actividades de este año buscará fortalecer los equipos de trabajo diferenciados en núcleos sectoriales que atienden temas tales como distribución, operación de mercado y también de regulación.

De esta manera CECACIER, sirve como una plataforma que promueve una red importante de contactos en el sector energético e industrias vinculadas, para conectar sus necesidades con oportunidades.

Además, a través de un concurso de innovación que promueven desde CIER, se abordan además las áreas de digitalización, descarbonización y descentralización en pos de la sostenibilidad de los sistemas locales y regionales.

“Estamos a punto de iniciar con las presentaciones de proyectos que impulsen la innovación. Luego, los proyectos que resulten ganadores del primero, segundo y tercer lugar expondrán ante CECACIER y luego CIER, compartiendo sus hallazgos y buenas prácticas sostenibles”, adelantó Norma Grande.

Estas iniciativas serán acompañadas con cursos presenciales y virtuales para público en general en torno a diversidad de temas como regulaciones y políticas públicas sobre microrredes, almacenamiento, energías renovables, planificación de sistemas distribuidos, smart grids, medición inteligente, Big Data, inteligencia artificial en el sector energético, machine learning e incluso hasta temas de hidrógeno verde como catalizador de la transición energética.

Y es que, según adelantó Norma Grande, otro objetivo muy importante de la nueva Junta Directiva de la CECACIER es el de impulsar la transición energética de manera sostenible en la región.

«Hay varias aristas que se tienen que tomar en cuenta y que son realmente súper importantes para que esta transición energética sea realmente sostenible como las políticas, regulaciones e innovación tecnológica”, consideró la presidenta de CECACIER.

Y añadió: “Normalmente en esta transición energética no se puede esperar que primero vayan las políticas regulatorias porque realmente la transición energética ya es un hecho, pero debe haber una política que acompañe con los incentivos adecuados para que las inversiones de empresas públicas o privadas se den de manera sostenible”.

Por ello, insistió que durante su gestión al frente de CECACIER buscará fomentar la cooperación entre los países para compartir conocimientos y abordar de manera conjunta los desafíos globales asociados a la transición energética.

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Brasil estudiará la creación de una línea de transmisión dedicada a la inserción de cargas de hidrógeno verde

Brasil continúa preparándose para el avance del hidrógeno verde. El gobierno prevé alistar la infraestructura y el marco normativo correspondiente para su desarrollo a más de un año desde la producción de la primera molécula de H2V en la plata de de producción de São Gonçalo do Amarante (estado de Ceará) y que Petrobras, empresa semi-pública de propiedad mixta, reconociera el interés en ese vector energético

Tal es así que el Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil aprobó el cronograma de estudios de la planificación de transmisión elaborado por la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) para 2024, obras  necesarias para afrontar el crecimiento del mercado durante los próximos diez años

El programa contempla la realización de 30 estudios en todas las regiones de Brasil (11 comenzaron en 2023 y 19 lo harán este año), y la particularidad es que por primera vez se incluyó una línea dedicada a la inserción de cargas de hidrógeno verde.

“Se vuelve urgente en el contexto actual de alta demanda de descarbonización de las matrices energéticas y la viabilidad del suministro eléctrico para el mejor uso de la energía brasileña y el potencial de producción de este combustible”, señalaron desde el Ministerio.

“Además, la EPE identificará una solución indicativa para el uso racional y planificado de la red en el nordeste, teniendo en cuenta el potencial potencial de las plantas de producción de hidrógeno y amoníaco en esta región”, agregaron.

El origen de esta necesidad se debe a que varios agentes del sector formalizaron consultas en relación a la realización de un análisis global de costo mínimo de las plantas de producción de H2 destinadas a acceder a la red eléctrica en la región nordeste del país. 

Está previsto que el estudio inicie en noviembre de este año y finalice en octubre del 2025, mientras que los análisis se desarrollarán con un horizonte hacia el año 2038, considerando los datos para simulaciones eléctricas del Sistema Eléctrico Nacional realizadas por la EPE, aunque con los cambios pertinentes al objetivo del estudio.

Esta iniciativa se sumará a las recientes acciones del gobierno de Luiz Inácio Lula da Silva, entre las que se destaca una convocatoria del MME y la Financiadora de Estudios y Proyectos (FINEP – organización del gobierno dependiente del Ministerio de Ciencia y Tecnología) para el desarrollo de tecnologías para la producción, almacenamiento, transporte y uso de hidrógeno bajo en carbono, entre otras alternativas renovables.

Marco normativo

Las Comisiones de Infraestructura (CI) y Medio Ambiente (CMA) del Senado de Brasil celebrarán una audiencia pública conjunta sobre el hidrógeno sostenible el martes 27 de febrero para debatir el potencial del producto como fuente de energía renovable, su uso en la industria y su poder para reducir el efecto invernadero, además de los desafíos a su viabilidad.

La promoción de la audiencia responde a la solicitud (REQ 34/2023 — CI) del senador Confúcio Moura (MDB-RO), quien justificó que el H2V y el potencial renovable del país puede “reforzar la posición del país en la carrera por descarbonizar la economía”.

Y cabe recordar que el proyecto de ley de hidrógeno verde de Brasil tuvo media sanción de Diputados a fines de noviembre del año pasado e, incluso, en diciembre 2023 la Comisión Especial para el Debate de Políticas Públicas sobre Hidrógeno Verde del Senado ya aprobó la creación del Programa de Desarrollo de Hidrógeno Bajo en Carbono (PHBC), pero aún no se trató parlamentariamente el propio proyecto de ley en cuestión. 

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IMPSA ejecuta su primer proyecto de hidrógeno verde en Argentina

En lo que será su primer proyecto comercial en el mercado de hidrógeno verde, IMPSA construirá en San Juan una planta de producción de Hidrógeno integrada a partir de energía generada por un Parque Solar Fotovoltaico. El proyecto, que se llevará adelante junto con la empresa Energía Provincial Sociedad del
Estado (EPSE), se instalará en la localidad de Pocitos, en el mismo predio en el que EPSE desarrolla una fábrica de paneles solares fotovoltaicos.

En concreto, se trata de una instalación modelo, que será utilizada como plataforma de desarrollo e innovación para distintas aplicaciones de hidrógeno obtenido a partir de energías renovables. IMPSA tendrá a su cargo el desarrollo bajo la modalidad “llave en mano” de la planta de producción de hidrógeno verde, desarrollando la ingeniería y fabricación de componentes como así también el sistema de control con los más altos estándares de calidad de la industria y respetando Normas Internacionales de alto nivel de exigencia aplicables a instalaciones de hidrógeno industrial.

Al estar instalada en el mismo predio en que se fabricarán paneles solares fotovoltaicos, una porción de la energía que demanda el proceso de fabricación será cubierta por la energía eléctrica generada a partir de celdas de combustibles alimentadas por hidrógeno verde.

Asimismo, la energía eléctrica demanda en el proceso de obtención de hidrógeno, denominado electrólisis, será abastecida a partir de un parque solar fotovoltaico que IMPSA construirá en la zona de Tocota, también en San Juan.

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Oportunidad para México: Texas es uno de los estados de EE.UU que más invertirá en almacenamiento en 2024

En un contexto de creciente demanda de energía y transición hacia fuentes más limpias, el informe reciente de la US Energy Information Administration (ver documento) ofrece perspectivas alentadoras para el sector de almacenamiento de energía en los Estados Unidos, con énfasis particular en el estado de Texas

Estas proyecciones no sólo son relevantes para la nación norteamericana, sino que también presentan una oportunidad única para México, dada su proximidad geográfica y los tratados comerciales que comparten como el T-MEC.

Según el informe, se espera que los desarrolladores y propietarios de plantas de energía agreguen 62,8 gigavatios (GW) de nueva capacidad de generación eléctrica a escala de servicios públicos en 2024. Esto marca un aumento significativo del 55% en comparación con 2023, que indica un crecimiento continuo en la actividad industrial. La energía solar liderará el camino con un 58% de la nueva capacidad, seguida de cerca por el almacenamiento en baterías, que representará un 23%.

En el caso de la energía solar, US Energy Information Administration proyecta una incorporación récord de 36,4 GW a la red en 2024, casi duplicando el aumento del año anterior. 

De esas estimaciones, el reporte revela que más de la mitad de la nueva capacidad solar a escala de servicios públicos está prevista para tres estados: Texas (35%), California (10%) y Florida (6%).

En este sentido, la verdadera oportunidad para México radica en el ámbito de las baterías. De acuerdo al reporte, se espera que la capacidad de almacenamiento casi se duplique en 2024, con planes para agregar 14,3 GW a los 15,5 GW existentes. De esta forma, Texas y California, con 6,4 GW y 5,2 GW respectivamente, representarán el 82% de esta nueva capacidad. 

Es aquí donde México puede capitalizar esta tendencia, aprovechando su relación comercial con estos estados y avanzando en su propio desarrollo en almacenamiento de energía.

En efecto, en conversaciones con especialistas del sector, se resalta la importancia de estas proyecciones para el mercado de energías renovables y la necesidad de que México siga el ejemplo del país vecino. 

“Se necesita homologar prácticas adecuadas e invertir en redes de transmisión para ejecutar proyectos renovables a través de una estrategia integral”, insisten.

Las voces expertas también subrayan la necesidad crítica de fortalecer las redes de transmisión en Estados Unidos y, por extensión, en México: “Sin una infraestructura de transmisión robusta, los proyectos de almacenamiento de energía y otras fuentes renovables pueden encontrarse con limitaciones para llevar la energía a las industrias y hogares, independientemente de su capacidad de generación”.

En resumen, las proyecciones para el sector de almacenamiento de energía en Texas abren una ventana de oportunidad para México. Al aprovechar la cercanía geográfica y los tratados comerciales existentes, México puede posicionar su sector energético para contribuir de manera significativa a la transición hacia un futuro más sostenible y resiliente.

La clave radica en la adopción de prácticas similares y la inversión en infraestructura necesaria para maximizar el potencial de estas oportunidades.

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Rucci toma distancia del conflicto entre Milei y el gobernador de Chubut y adelanta que no paralizará la producción en Vaca Muerta

Marcelo Rucci, líder del sindicato petrolero más importante del país, se corrió del epicentro del conflicto político entre el presidente Javier Milei y el mandatario de Chubut, Ignacio Torres, quien amenazó con paralizar el miércoles de esta semana la producción de hidrocarburos si el gobierno nacional no accede a enviar los fondos coparticipables que reclama la provincia.

La avanzada de Torres contra la Casa Rosada fue avalada el viernes por gobernadores patagónicos y también por mandatarios del PRO. Bajo el paraguas de ese respaldo, fuentes provinciales instalaron que, en solidaridad con sus pares de Chubut, el resto de los sindicatos petroleros también iba adherir al plan de lucha impulsado por Torres. Sin embargo, consultado telefónicamente por EconoJournal, Rucci adelantó que el gremio de petroleros privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa no paralizará la producción petrolera ni tampoco la actividad en la cuenca Neuquina. “No desconocemos la legitimidad del reclamo, pero es un conflicto que debe resolverse por los canales correspondientes, ya sea por la política o directamente en la Justicia”, indicó.

La declaración de Rucci no hizo más que visibilizar la incomodidad que existe entre los dirigentes del sindicalismo petrolero, que quedaron en medio de un conflicto que los excede, pero del que no pueden bajarse fácilmente porque son la principal herramienta institucional con la que cuentan los gobernadores para presionar al Estado nacional con paralizar la extracción desde yacimientos de petróleo y gas.

“Esto desarma todo (en referencia a la posición neutral adoptada por Rucci). Chubut puede ponerle la liturgia y marquesinas, pero lo realmente determinante en este conflicto es qué posición toma Neuquén. Si Rucci no está dispuesto a afectar la producción de Vaca Muerta, Torres queda aislado”, analizó un colaborador directo del secretario general de otro sindicato petrolero.

Rucci se corrió del conflicto entre Milei y gobernadores petroleros y descartó frenar la producción en Vaca Muerta.

Habrá que ver que posición toma ahora Jorge ‘Loma’ Ávila, líder del sindicato petrolero de Chubut, que el viernes realizó la movilización en Comodoro Rivadavia en la que Torres anunció la decisión de cortar la producción de petróleo y gas si no tenía respuesta antes del miércoles por la retención de fondos coparticipables que realizó el Ministerio de Economía. El despliegue del gremio por la ciudad fue pensado en un primer momento, en realidad, como una medida de presión sobre YPF por el retiro de varias áreas petroleras en la provincia, pero la semana pasada ese reclamo perdió fuerza porque las partes acercaron posiciones, por lo que fue Torres quien terminó capitalizando la convocatoria para darle cuerpo a su reclamo contra Nación.

Lo que deja traslucir el escenario es que los líderes sindicales de la industria petrolero no están dispuestos aún a ocupar el centro de un conflicto político contra Milei. “Los mayoría de los sindicalistas petroleros tienen olfato para detectar el riesgo, muchos se hicieron de abajo, a la fuerza, saben cuando pueden tensar y cuando no. Nadie quiere quedar como (Omar) Maturano, que fue al conflicto (motorizó un paro de trenes) y después se terminó diluyendo por falta de apoyo”, explicó un encumbrado directivo de la industria.

¿Guiño de la Justicia?

A esta altura, en la industria petrolera esperan que un eventual fallo favorable de la Justicia federal de Chubut —similar al que respaldó el planteo de la provincia con relación a los subsidios al transporte— funcione como la válvula de escape que descomprima un conflicto que provocó que la primera línea de varias empresas trabajara el fin de semana para intentar anticipar hasta dónde puede llegar la escalada. El corrimiento de Rucci es una señal auspiciosa para los privados. Resta conocer la posición del gobernador Rolando Figueroa, pero sería extraño que vaya a contramano del líder del sindicato petrolero.

Más allá de todo, cerca de Torres creen que el virulento cruce con Milei —que el Presidente llevó al plano personal con posteos en la red social X (ex Twitter)— arroja un saldo favorable para el gobernador. “‘Nacho’ nacionalizó su figura, pudo llegarle a un público que no lo conocía y ganó mucho espacio en medios nacionales. Para un político joven como él, eso siempre es positivo”, analizó un ex funcionario provincial que sigue el día a día de los acontecimientos. “Es probable que busque generar algún hecho político más con un acto esta semana en Comodoro, pero tiene en claro que no puede paralizar por mucho tiempo la producción de hidrocarburos porque eso desembocaría en un conflicto con las grandes petroleras que operan en la provincia y al mismo tiempo, no es factible frenar la bombeo de pozos en yacimientos convencionales maduros porque después es casi imposible recuperar el nivel de producción que tenías antes”, agregó.

Para este lunes, el gobernador convocó a legisladores provinciales para comunicar los próximos pasos de su plan de acción. Un petrolero con amplia trayectoria en la industria no pudo evitar analizar el contexto con un dejo de desesperanza. «Es increíble que sea un gobernador quien legitime que se pueda cortar la producción de hidrocarburos por un reclamo político. Hace más de 10 años que la industria no discutía esa posibilidad. Es probable que esta vez no pase nada, pero la puerta ya estará abierta si el escenario se complica para que algún gremio avance por ese camino».

, Nicolas Gandini

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La demanda de energía en Colombia aumentó un 7,87% en enero

“En enero de 2024 la demanda de energía fue de 6,897.24 GWh, lo que significa que aumentó un 7.87% en comparación con el consumo nacional de enero de 2023, donde la demanda fue de 6,393.42 GWh. Cabe resaltar que, de las diez regiones del país, la que tuvo mayor consumo de energía fue Caribe con 1,920.37 GWh, seguida por Centro con 1,602.80 GWh y Oriente con 979.39 GWh», informó XM, el coordinador de la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y administrador del Mercado de Energía Mayorista (MEM).

Dentro de las actividades económicas con mayor participación en la  demanda de energía del mercado no regulado para enero de 2024 respecto a enero de 2023, se destacan: Industrias manufactureras con 797.13 GWh y Explotación de minas y canteras con 664.88 GWh, que representan un 37.68% y 31.43% de la demanda no regulada, respectivamente”, informó Juan Carlos Morales Ruiz, gerente del Centro Nacional de Despacho de XM.

Es importante tener en cuenta que los crecimientos de la demanda de energía eléctrica se calculan como el promedio ponderado de los crecimientos de los diferentes tipos de días (comerciales, sábados, domingos y festivos). Con este tipo de cálculo disminuyen las fluctuaciones que se presentan en los seguimientos mensuales, originados por la dependencia del consumo de energía en relación con el número de días presentados en el mes de análisis.

Discriminado por tipo de consumidor, respecto al mismo mes del año anterior, en el consumo residencial y pequeños negocios (mercado regulado) se presentó un crecimiento del 11.85% equivalente a 502.6 GWh y por su parte en el consumo de industria y comercio (mercado no regulado) se presentó un crecimiento del 0.12%, equivalente a 3.34 GWh.

Demanda de energía por regiones

Guaviare es la región del país con mayor crecimiento en la demanda de energía eléctrica en enero de 2024 con un aumento del 27.38%, seguida por Chocó con 14.46%, THC (Tolima, Huila y Caquetá) con 13.61%, Caribe con 11.29%, Valle con 10.64%, Antioquia con 7.83%, Oriente con 6.09%, CQR (Caldas, Quindío y Risaralda) con 4.87% y Centro con 4.51%. La región que presentó el menor crecimiento en su consumo de energía fue Sur con 1.94%.

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La canadiense McEwen Copper informó una mejora en la recuperación de cobre en el proyecto Los Azules

La empresa canadiense McEwen Copper, que tiene a su cargo el proyecto de pórfido de cobre Los Azules en Calingasta, San Juan, dio a conocer que las pruebas metalúrgicas que llevaron a cabo arrojaron un aumento del 3,2% en la recuperación prevista de cobre.

Según informaron desde la compañía, los resultados de las pruebas se produjeron utilizando tecnología de lixiviación en biopilas convencionales y generaron una recuperación de cobre promedio del 76,0%. Esto representó un aumento del 3,2% sobre la tasa de recuperación utilizada en la Evaluación Económica Preliminar (PEA) de junio de 2023. Los resultados de estas pruebas fueron revisados ​​por Jim Sorensen y Michael McGlynn de Samuel Engineering Inc., responsables del desarrollo y supervisión de los programas metalúrgicos.

Resultados

Los resultados finales de la Fase 1 mostraron un aumento en la recuperación promedio al 76,0% en aproximadamente 230 días de lixiviación durante la vida útil planificada de 27 años del proyecto. El consumo neto medio de ácido también se redujo en un 8,3% en relación con la PEA.

En base a estos números, desde McEwen Copper explicaron que el impacto potencial del aumento en la recuperación promedio de cobre sumado a la reducción en el consumo neto de ácido se puede ilustrar ajustando selectivamente el modelo financiero del caso base de la PEA, lo que resulta en un aumento de la producción de cátodos de cobre durante la vida útil de la mina de 172.000 toneladas.

El proyecto

Los Azules es un proyecto de cobre a cielo abierto ubicado aproximadamente a 80 kilómetros al oeste-noroeste de la ciudad de Calingasta y seis kilómetros al este de la frontera de Argentina con Chile, a 3.500 metros de altura en la Cordillera de los Andes.

Según la Evaluación Económica Preliminar, se anticipa que la iniciativa producirá un promedio anual de 322 millones de libras de cátodos de cobre durante una vida útil de la mina de 27 años.

, Loana Tejero

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Las Provincias Unidas del Sur (y otras) en conflicto con Nación

Gobernadores patagónicos advierten a la Administración Milei que no aceptan la restricción de fondos que les pertenecen. Se pronunciaron en igual sentido otros gobiernos provinciales como Buenos Aires, Córdoba, Santiago del Estero y Santa Fe.

Documento:

LAS PROVINCIAS UNIDAS DEL SUR
. Las provincias son preexistentes a la Nación y merecen respeto. Nadie puede someterlas ni extorsionarlas con amenazas de restricción de fondos públicos que les pertenecen por derecho propio.

Los gobernadores no son empleados del Poder Ejecutivo Nacional ni están sujetos a órdenes. Sus mandatos surgen del pueblo de sus provincias y tienen la obligación de defender sus intereses.

Hoy la provincia del Chubut está padeciendo las represalias que se anunciaron luego de que cayera el tratamiento de la Ley Omnibus.

En febrero el Ministerio de Economía de la Nación le retuvo ilegalmente $13.500 millones; más de un tercio de su coparticipación mensual.

No es una revancha contra el gobernador del Chubut. Es una afectación a más de 600 mil chubutenses que de esta forma ven afectados su derecho a la educación, a la salud, a la seguridad y al desarrollo.

También de forma ilegal el gobierno nacional retuvo los fondos destinados al Fondo Compensador de las tarifas del transporte público. Son recursos procedentes del impuesto a los combustibles y tienen una asignación específica. Solo una ley podría disponer otro destino y sin embargo se retuvieron.

Por esa razón la justicia federal, a instancias de una acción promovida por el gobierno del Chubut decretó la ilegalidad de la quita. No se trata de una guerra sino de proteger a los usuarios del transporte que tienen los mismos derechos que los habitantes del AMBA.

Ese fallo judicial también explica la represalia de privar a Chubut de sus derechos.

Repudiamos tajantemente el ataque que está haciendo el gobierno nacional a una provincia hermana y nos solidarizamos con el gobernador Ignacio Torres y el pueblo del Chubut.

No aceptamos patrones de estancia ni el unitarismo de quienes se creen que van a poder pisotear a las provincias.

Por esa razón avalamos la determinación de la provincia del Chubut de ejercer en plenitud sus derechos como dueña de sus recursos hidrocarburíferos y responder con acciones contundentes en caso de que el Ministro de Economía de la Nación persista en retenerle a la provincia los fondos que por derecho le pertenecen.

Si el Ministerio de Economía no le entrega a Chubut sus recursos, entonces Chubut no entregará su petróleo y su gas.

Quitarle a una provincia más de un tercio de su coparticipación es una acción criminal que persigue el objetivo deliberado de hacer sufrir a sus habitantes para de este modo forzar a su gobierno a adoptar determinadas decisiones políticas.

Es una medida extensiva y disolutoria del sistema federal. Ningún gobernador lo va a consentir ni permitir porque se juega la existencia misma de la República Argentina.

Firman:
Claudio Vidal, gobernador de Santa Cruz.
Ignacio Torres, gobernador del Chubut.
Gustavo Melella, gobernador de Tierra del Fuego.
Alberto Weretilneck, gobernador de Rio Negro.
Sergio Zilioto, gobernado de La Pampa.
Rolando Figueroa, gobernador del Neuquén.

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Avila: “Si se va YPF muchas PyMEs van a desaparecer”

. El Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut Jorge Avila, encabezó el viernes 23/2 en Comodoro Rivadavia un acto convocado en defensa de la industria hidrocarbuífera y el trabajo en la Cuenca del Golfo San Jorge, con una movilización por el centro de la ciudad de Comodoro.

“Este es un Aniversario triste (123), si se va YPF muchas PyMEs van a desaparecer advirtió el dirigente en el acto del cual también tomaron parte los gremios de Camioneros con su Secretario General, Jorge Taboada, y de UOCRA con su titular, Raúl Silva; el Intendente local, Othar Macharashvili y el Gobernador chubutense, Ignacio Torres.

Ávila llamó a la solidaridad entre compañeros de diferentes sectores en la ciudad de Comodoro Rivadavia y a recordar los sacrificios de los Trabajadores en el desarrollo de esta industria.

Asimismo, destacó la importancia de “luchar por condiciones laborales justas y defender los derechos de los Trabajadores en un contexto de incertidumbre y cambios en la región”, remarcando que “la caída de las inversiones fue grandísima y que la unidad entre los sindicatos hace que esta movilización sea grande y fuerte, porque a la hora de pelear hay que estar unidos”. Y manifestó su deseo en este 123° Aniversario de la ciudad “es que volvamos a tener Trabajo, porque Comodoro es una ciudad de Trabajo”.

“Vinimos a demostrar la amargura que tiene esta ciudad después de tantos años de haberle dado tanto al país, y de haber dejado la vida tantos Trabajadores en el Campo. Ninguna empresa se acuerda de Trabajadores cuando se van, del sacrificio que hemos hecho por la Industria”, afirmó Avila, quien además es diputado nacional.

Y agregó que “estamos acá por esa historia nuestra, por eso peleamos, para mejorar condiciones, que no se privatice el Banco Nación, ni los intereses de nuestra provincia, de nuestra ciudad y de nuestro país, queremos mantener la riqueza de un Estado nacional que quiere olvidarse de esta ciudad, de la Patagonia.

“Cuando se lucha por la Paz Social no hay un solo sindicato, somos los que están defendiendo la Cuenca, los que estamos acá, tenemos que luchar y si nos provocan nos obligaran a tomar las calles, y esa sí será provocación del Estado Nacional”, señaló.

Avila señaló que “cuando dicen que van a sacar las regalías a la provincia de Chubut para castigarla, es ahí donde nosotros tenemos que decir basta, enfrentarlos y decir ¿vamos a dejar que nos saquen el boleto, que los docentes o los empleados de ATE no cobren, que privaticen el Banco Nación, que YPF se vaya, vamos a dejar todo eso, o vamos a salir a pelear?. Esa es la consigna, salir a defender esta ciudad”.

“Jamás traicionaremos a los Trabajadores y no tenemos que pensar que vivimos de un Estado sino que hay un Estado que nos necesita a nosotros, y esta es la única manera de hacerlo”, aseveró.

Por otra parte, indicó que “voy a hacer todo lo que tengo que hacer desde la Cámara de Diputados para ayudarles a defenderlo, porque tengo un compromiso con mis Trabajadores, pero lo asumí con toda la provincia de Chubut, porque a mí no solo me respalda Petroleros, los hace UOCRA, Camioneros, Comercio, Transporte, La Bancaria, y eso es lo que tengo que agradecer a Comodoro Rivadavia, que me ayudó a llegar al Congreso”.

“Agradezco a todos los que nos acompañan hoy acá, en este Aniversario, triste para Comodoro, feliz quizás para algunos empresarios, ya hemos sufrido demasiado, sino miremos cómo quedaron empresas como San Antonio, cómo quedó Tecpetrol, cuántas empresas desaparecieron, y cuántas van a desaparecer con YPF si también se va, porque muchas PyMEs van a desaparecer, y somos nosotros junto a ellas quienes tenemos que defender la actividad en la región”, advirtió.

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OLADE impulsa la transición hacia la electromovilidad

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y BYD se unen para impulsar la transición hacia vehículos eléctricos en la región.

Con el objetivo de acelerar la transición hacia la movilidad eléctrica en América Latina y el Caribe, la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y la empresa BYD realizaron su primer taller «La movilidad eléctrica: Casos de éxito y retos de su implementación en el transporte público y comercial de Latinoamérica», en el marco del plan de Capacitación de OLADE.

La movilidad eléctrica es un pilar fundamental en la transformación del sector del transporte, no solo por su contribución a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, sino también por sus beneficios para la salud pública y la economía de los países.

El Secretario Ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo, manifestó que “este es el primero de una serie de talleres sobre Movilidad Eléctrica que presentarán experiencias de países de la región en el marco de un convenio con BYD, que tiene por finalidad visibilizar esta tecnología y compartir los desafíos y las ventajas con los países de América Latina y el Caribe, para alcanzar la descarbonización de nuestras economías”.

Jorge Burbano, Country Manager de BYD Ecuador, destacó la amplia experiencia en movilidad que desean compartir en el marco de esta cooperación con OLADE. “La transición energética es un ganar-ganar para todos. Desde el punto de vista operativo, nos permite reducir los costos operativos de las unidades, mejorar la calidad del servicio de transporte, la seguridad vial y reducir la dependencia de los combustibles fósiles; y para algunos países reducir los costos de subsidios», describió.

El Viceministro de Electricidad de Ecuador, Ramiro Díaz, resaltó “la importancia de impulsar acciones y trabajar de manera decidida en materia de transición energética y el necesario transporte eficiente para la mitigación del cambio climático. Señaló que los talleres que se han iniciado permiten sembrar las bases para un impulso decidido en ese sentido”.

En este taller, se presentaron casos de éxito de implementación de la electromovilidad en el transporte público en Latinoamérica, como el caso de Chile, presentado por Rodrigo Salcedo Campino, Presidente de AVEC; José Silva, Presidente de SAUCINC S.A. (Ecuador) y Marcos Ataya de Transporte Transmilenio de Colombia.

Se destacó que “la electromovilidad no es solo una opción deseable, sino una necesidad urgente en la lucha contra el cambio climático y la contaminación ambiental. Es hora de que América Latina y el Caribe se unan a la vanguardia de la revolución eléctrica en el transporte público, y así construir un futuro más limpio, seguro y próspero para todos”.

Es fundamental que se tomen medidas concretas para promover su adopción en el transporte público. Esto incluye la formulación de políticas públicas que incentiven la compra de vehículos eléctricos, la expansión de la infraestructura de recarga y la implementación de programas de educación y sensibilización para fomentar un cambio de mentalidad hacia la movilidad sostenible, se indicó.

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Mendoza licita 12 áreas petroleras

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

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Designaron a Alfonso Peña al frente de la Entidad Binacional Yacyretá

. Mediante el decreto 180/2024 del Poder Ejecutivo Nacional, se designó en el cargo de director ejecutivo de la Entidad Binacional Yacyretá al ingeniero civil Alfonso Peña.

Peña realizó sus estudios primarios y secundarios en el Colegio Cardenal Newman.

En 1979 inició sus estudios en la Facultad de Ingeniería de la Pontificia Universidad Católica Argentina, donde se graduó como ingeniero civil en 1984.

Profesionalmente, se desempeñó en la empresa Decavial S.A.I.C.A.C desde 1987 hasta 2016. En esta empresa, estuvo a cargo de varias obras viales e hidráulicas.

Desde 2016 hasta 2020, ocupó la gerencia general de la empresa Cunumi S.A.,
especializada en proyectos de obras y servicios en las áreas de saneamiento, higiene urbana, captación, conducción y tratamiento de fluidos, redes viales urbanas y rurales, así como obras civiles y de arquitectura.

Desde 2020, se desempeña como profesional independiente, comunicó la EBY.

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YPF lanzará oficialmente en marzo un proceso destinado a buscar nuevos operadores para 60 áreas convencionales

La intención de la compañía es vender algunos de esos activos, sumar inversores en otros e incluso revertirlos a las provincias. El listado incluirá todas las áreas de Chubut menos Manantiales Behr, la mayoría de las áreas de Santa Cruz, las áreas convencionales ubicadas en el norte de Mendoza y algunos activos históricos de Neuquén, como Chihuido de la Sierra Negra. El proceso estará oficialmente en la calle a mediados del mes que viene. Un equipo de YPF está terminando de definir la letra chica de un proceso destinado a buscar nuevos operadores para unas 60 áreas convencionales que verá […]

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Detalles del nuevo acuerdo salarial de los petroleros: 20,6% de aumento en enero, gratificación extraordinaria y revisión en marzo

Los sindicatos petroleros y las cámaras empresarias alcanzaron un nuevo acuerdo salarial que incluirá un 20,6 por ciento de aumento en enero y una revisión en marzo. Las partes definieron que también se abonará una gratificación extraordinaria no remunerativa en febrero y marzo.

La gratificación será equivalente al importe resultante de aplicar la diferencia porcentual entre la variación que registró el IPC entre abril de 2023 y enero de 2024 y el índice paritario a enero 2024. “Dicha gratificación será abonada con base de cálculo de los salarios correspondientes al mes de abril de 2023, siendo complementaria de las gratificaciones no remunerativas ya acordadas para los meses de febrero y marzo de 2024”, se expresó en el acuerdo.

El acuerdo llevado a cabo en la Secretaría de Trabajo de la Ciudad de Buenos Aires contó con la rúbrica de los sindicatos, de la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras (CEOPE) y de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH).

A partir de abril, la gratificación extraordinaria no remunerativa mencionada, calculada sobre la misma base salarial (de manera no acumulativa) pasará a ser remunerativa y a formar parte de los salarios o planillas.

En diálogo con EconoJournal, el secretario general de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci, explicó que a mediados de marzo volverán a reunirse para realizar la revisión correspondiente respecto al incremento que corresponderá para los salarios de febrero.

“Se ha cumplido con lo comprometido. En el acuerdo prioritario se estableció tener cláusulas cada tres meses, pero por la inflación acordamos hacerlo mes a mes atentos a lo que marque el Indec”, dijo Rucci.

En el acuerdo también se explicó que para calcular la gratificación extraordinaria se tendrán en cuenta los conceptos remunerativos y no remunerativos, convencionales y no convencionales, normales y habituales, viandas y ayuda alimentaria, “debiendo ser excluidos los conceptos cuya naturaleza está sujeta a bonos de facturación, adicional o ayuda vivienda, asignación o ayuda vehículo”.

“Asimismo, las partes acuerdan que la gratificación no remunerativa establecida en el primer artículo formará parte de la base de cálculo con la que deberá abonarse el SAC 1° semestre 2024 y vacaciones”, agregaron.

En relación a si peligró la participación de todos los sindicatos para el nuevo acuerdo, Rucci completó: “Este era un nuevo compromiso que se había hecho, no había mucho para discutir. De acuerdo a lo que marque el índice vamos a tener el recupero. Obviamente que, a mes vencido, porque es imposible hacerlo de otra manera”.

, Mauricio Luna

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Quién es Luis de Ridder, el nuevo subsecretario de Hidrocarburos

Es ingeniero electromecánico y tuvo una carrera de más de 30 años en Tecpetrol, la firma energética del Grupo Techint, en donde pasó por diversos cargos hasta finalizar como gerente de ventas y logística de petróleo. Desde 2020, se desempeña como socio principal de la firma agropecuaria Lalipay, dedicada a la producción y venta de granos. El Ministerio de Economía formalizó la designación del ingeniero electromecánico Luis Francisco de Ridder como subsecretario de Hidrocarburos dentro del ámbito de la Secretaría de Energía, a través del Decreto 174/2024 publicado este jueves en el Boletín Oficial. La norma dispone el nombramiento del […]

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Designan a Luis de Ridder como subsecretario de Hidrocarburos

El Ministerio de Economía formalizó la designación del ingeniero electromecánico Luis Francisco de Ridder como subsecretario de Hidrocarburos dentro del ámbito de la Secretaría de Energía, a través del Decreto 174/2024 publicado hoy en el Boletín Oficial.

La norma dispone el nombramiento del funcionario, quien ya estaba cumpliendo funciones en el cargo desde el pasado 12 de diciembre.

De Ridder tuvo una carrera de más de 30 años en Tecpetrol, la firma energética del Grupo Techint, en donde pasó por diversos cargos hasta finalizar como gerente de ventas y logística de petróleo.

En este último puesto, tuvo a su cargo, entre otras funciones, los acuerdos de transporte y de servicios logísticos de petróleo, el transporte por oleoductos, buques y camión; el desarrollo de estrategias de venta dentro del país y al exterior; y la evaluación y ejecución de alternativas de evacuación y transporte de petróleo a corto y largo plazo.

Luego de dejar la firma en 2020, se desempeñó hasta la actualidad como socio principal de la firma agropecuaria Lalipay, dedicada a la producción y venta de granos de cultivos agrícolas y alquilados.

Además de ser ingeniero, De Ridder posee un posgrado en Administración de Negocios por el Método de Casos en la escuela de negocios IAE de la Universidad Austral.

De Ridder no es el único de los nuevos funcionarios proveniente de Tecpetrol: Horacio Marín, titular de YPF, se desempeñó allí como presidente de Exploración y Producción.

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Puerto productivo: Las autoridades de CGPBB se reunieron con YPF

El presidente del Puerto de Bahía Blanca, Santiago Mandolesi Burgos, junto a Juan Linares, gerente general y Horacio Moretti director del CGPBB, mantuvieron un encuentro de trabajo con las autoridades de YPF vinculado al proyecto de licuefacción. Estuvieron presentes, por parte de YPF, Gustavo Di Luzio, Chief Project Manager, Patricio Da Ré, General Manager Project Integration, Fernando Caratti, Port Activities, e informaron las acciones a seguir desde la empresa con el objetivo de seguir avanzando en materia logística y productiva. Cabe destacar que, YPF y Petronas, la compañía nacional de petróleo y gas malaya, firmaron en 2022, un Acuerdo de […]

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El consumo de energía eléctrica cayó 3,7% en enero pero fue el tercer mes récord histórico

La demanda de energía eléctrica en el país disminuyó 3,7% en enero respecto del mismo mes de 2023, y se acumularon así tres meses con bajas interanuales consecutivas, informó hoy la Fundación para el Desarrollo Eléctrico (Fundelec).

Sin embargo, enero se convirtió en el tercer mes con mayor consumo de toda la historia, al alcanzar los 13.086,9 GWh,

En tanto, las distribuidoras de la ciudad de Buenos Aires y el Gran Buenos Aires (GBA) -Edenor y Edesur- tuvieron una caída de 4,6% y, en todo el país, disminuyeron en promedio los consumos residenciales, comerciales e industriales, agregó el informe de Fundelec.

En el primer mes del año, la demanda neta total del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) fue de 13.086,9 GWh, mientras que, en el mismo mes de 2022, había sido de 13.592,5 GWh1, mientras que intermensualmente, existió un crecimiento de 11,3% (en diciembre el consumo fue de 11.762,6 GWh).

“Enero de 2023 continúa siendo el segundo mes de mayor consumo con 13.592,5 GWh, mientras que marzo de 2023 encabeza la lista con un registro de 13.996,3 GWh”, precisó la entidad en un comunicado.

En cuanto a la demanda residencial de enero, se alcanzó el 49% del total país con una merma de 5,4% respecto del mismo mes del año anterior; la comercial cayó 0,9%, siendo un 28% del consumo total; y la industrial reflejó otro 23%, con una baja en el mes del 3,3%, aproximadamente.

Por otro lado, Fundelec indicó que se registró una potencia máxima de 29.653 MW el 1 de febrero de 2023 a las 14.18, que superó el récord histórico de 29.105 MW registrado en marzo de 2023.

En cuanto al consumo por provincia, 17 fueron los distritos y empresas que marcaron descensos: Corrientes (-13%), Entre Ríos (-12%), Santa Fe (-8%), Santa Cruz (-7%), Misiones, Córdoba, EDEN y EDES (-6%), Santiago del Estero y Tucumán (-4%), Chaco, Jujuy, Edelap y La Pampa (-3%), y San Luis (-1%), entre otros.

Por su parte, 10 provincias y empresas presentaron ascensos en el consumo: San Juan (13%), La Rioja y Neuquén (6%), Chubut y Catamarca (5%), Salta (4%), Mendoza (3%), Formosa (2%), Río Negro y EDEA (1%).

En lo que respecta al detalle de Edenor y Edesur, que demandaron un 31% del consumo del país y totalizaron un descenso conjunto de 4,6%, los registros de Cammesa indican que retrocedieron 5% y 4,1%, respectivamente, mientras que el resto del país cayó en su consumo un 3,6%, precisó Fundelec.

El informe además destacó que en enero la generación hidráulica “se ubicó en el orden de los 3.744 GWh contra 2.635 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación positiva del 30%”.

“En este sentido, los caudales se encuentran por encima de sus valores históricos para el periodo, por lo que se observa un aumento en las principales cuencas comparado con el mismo mes del año anterior”, añadió.

Asimismo, Fundelec indicó que “con un despacho térmico menor, el consumo de combustible terminó siendo menor si comparamos mes a mes a nivel del total”, tras lo cual subrayó que “en el conjunto de los combustibles alternativos se produjo una baja, mientras que en el gas natural también tuvo un consumo menor”.

Así, este mes siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 50,23% de los requerimientos.

Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron el 26,80% de la demanda, las nucleares proveyeron un 8,15%, y las generadoras de fuentes alternativas un 14,18% del total; mientras que la importación representó el 0,65% de la demanda.

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“Cuando Palermo Aike empiece a desarrollarse en Santa Cruz, va a haber un antes y un después”

En una entrevista radial en Río Gallegos, el vocero del Gobierno Provincial, Carlos Marcel, manifestó esto. El funcionario también brindó información sobre los últimos avances del proyecto en la Cuenca Austral. Carlos Marcel, secretario de medios y vocero de la Gobernación, discutió el potencial del desarrollo de los hidrocarburos no convencionales en la Cuenca Austral. “Cuando Palermo Aike empiece a desarrollarse en la provincia de Santa Cruz va a haber un antes y un después. Yo vengo de Neuquén y conozco muy bien el impacto que tuvo el desarrollo de Vaca Muerta”, señaló. “En Palermo Aike se acaba de terminar […]

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Cae la venta de nafta, mientras se espera una suba en el precio en marzo

Mientras los precios de los combustibles aumentaron 86% desde que asumió Javier Milei y se espera en marzo un nuevo ajuste, el consumo de naftas y gasoil en estaciones de servicio cayó 5.76% en el primer mes del año, lo que marca el menor uso de automóviles particulares.   

Si bien la caída de casi 6 puntos respecto a enero de 2023 fue menor a lo esperado por el sector, los datos de la Secretaría de Energía marcan un duro golpe en lo que respecta a la demanda de la nafta de mayor calidad, ya que el derrumbe del consumo fue de 22.67%.

Sin embargo, los litros perdidos no migraron a la nafta súper, ya que las ventas interanuales de este producto se mantuvieron casi sin cambios. Por lo que de allí se desprende que los consumidores decidieron no usar los autos particulares sino otras alternativas de movilidad.

En lo que respecta a los otros combustibles, también cayeron en enero: 7.5% el diésel Premium y 3.8% el gasoil.

Entre las empresas, solo YPF fue la que marcó la diferencia: Sus ventas escalaron 2.89%, mientras que Shell retrocedió 15.51%; Axion Energy, 14.34 y Puma Energy, 14.70%.

Cuanto subiría la nafta en marzo

Más allá de la caída del consumo y la fuerte suba que tuvieron los combustibles, desde marzo se espera otro ajuste ya que el Gobierno aplicará la segunda suba parcial de los impuestos al combustible líquido (ICL) y al dióxido de carbono (IDC) que impacta en el precio del litro de nafta y gasoil.

De esta manera, el tercer mes del año comenzará con un nuevo incremento en el gravamen sobre los combustibles líquidos, que se trasladará a los surtidores de las estaciones de servicio de las distintas petroleras. Así, el litro de nafta súper escalará $32,63 sobre los valores vigentes y en el gasoil $21,12, es decir, un alza del 4,4% y 2,7% respectivamente.

Mientras a principios de abril y mayo se aplicará la cuarta y última actualización de los impuestos que habían sido postergados en reiteradas oportunidades desde julio de 2021 durante la gestión anterior.

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Distribuidora de Gas del Centro sale a cotizar a la bolsa porteña

La empresa Distribuidora de Gas del Centro informó hoy que lanzará una Oferta Pública Inicial (IPO, por sus siglas en inglés) por el 5% de sus acciones, ampliables hasta el 10%, con el objetivo de volver a cotizar en la bolsa porteña.

La oferta está dirigida al público inversor en general, principalmente a inversores institucionales y accionistas individuales, brindando la oportunidad de participar en el negocio de una empresa líder en un sector con perspectivas favorables.

La colocación está a cargo de empresas del mercado financiero como Banco de Valores, Puente y Balanz. autorizadas por la Comisión Nacional de Valores (CNV).

Consultados por Télam por la fecha tentativa de salida al Merval, desde Distribuidora de Gas del Centro apuntaron que el proceso está condicionado a la efectiva colocación de las acciones, conforme a los términos y condiciones dadas a conocer al mercado y que el “pricing” finaliza el 29 de febrero. El precio indicativo por acción será entre $1000 y $1300.

Con una extensa red de distribución de 21.321 kilómetros que abarca las provincias de Córdoba, La Rioja y Catamarca, DGCe atiende a una amplia base de usuarios finales, alcanzando a 796.730 hogares y entregando un volumen anual de gas de 1.972 millones de metros cúbicos.

Además, la empresa distribuye el 6,70% del total del gas en Argentina, lo que demuestra su relevancia en el sector.

Juan Barros Moss, IB & Corporate Manager de Balanz, comentó que “la compañía demuestra ser un operador eficiente con gestión experimentada sirviendo una región con fuertes perspectivas de crecimiento, una sólida trayectoria financiera y se encuentra en una posición privilegiada para aprovechar el potencial de crecimiento del mercado”.

“DGCe posee grandes expectativas de corrección del atraso tarifario existente y a la vez opera dentro del sector energético, el cual se encuentra en un contexto positivo con un aumento en la producción local de gas natural fruto de Vaca Muerta, como por la construcción de nuevos gasoductos que permiten su transporte liberando restricciones de años pasados. Además, su sólida posición financiera y su enfoque en el crecimiento sostenible la convierten en una opción atractiva para los inversores” comentó Natalia Rivero, Directora de Finanzas de la empresa.

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«La Esperanza» servirá de un nodo logístico para el crecimiento industrial de Santa Cruz

Análisis de los usos del suelo existente y planificación estratégica del sector se lleva a cabo en una mesa de trabajo integrada por actores interdisciplinarios de los diferentes organismos provinciales, con el fin de ordenamiento territorial de «La Esperanza», nodo logístico de la provincia de Santa Cruz. El objetivo es avanzar en la planificación estratégica del desarrollo industrial del predio ubicado en el paraje «La Esperanza», eje del Parque Logístico y componente clave de la agenda productiva de la provincia. Es vital señalar que esta acción se alinea con uno de los objetivos de Claudio Vidal que es apoyar el […]

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Destacan avances en la ampliación del mayor sistema de transporte del crudo de Vaca Muerta

El Proyecto Duplicar de Oleoducto del Valle (Oldelval), el sistema de transporte que permite evacuar casi la totalidad del crudo que se produce en Vaca Muerta, avanza con el 60% del nuevo ducto soldado y más de 270 kilómetros lineales construidos, lo que le permite los plazos de finalización original.

El objetivo del proyecto Duplicar es aumentar la capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina hacia el polo portuario de Bahía Blanca en el Atlántico, de manera de acompañar el crecimiento de producción esperado.

Para esto, el desarrollo del plan que demandará una inversión de US$ 1.200 millones, prevé llevar de 36.000 m3/día de crudo a 86.000 m3/día, es decir, 50.000 m3/día barriles de petróleo adicionales diarios.

“La ejecución de Duplicar se desarrolla según lo planeado, enfrentando desafíos como la disponibilidad de materiales y mano de obra calificada”, dio a conocer hoy la empresa, al precisar que la obra cuenta con el 60% del ducto soldado, que son más de 270 kilómetros lineales.

Esto representa un ritmo de producción de 60 kilómetros de ducto por mes, y el plan incluye la ampliación de 525 kilómetros de ducto de 24 pulgadas, en diferentes tramos del oleoducto entre la Estación de Bombeo Allen y Puerto Rosales en la provincia de Buenos Aires.

También se trabaja en el cambio de traza de 70 kilómetros de ducto de 30 pulgadas en la Zona de Bahía Blanca, y la repotenciación de cuatro Estaciones de Bombeo.

Además de la ingeniería financiera, la obra tiene un estimado de 8 millones de horas hombre necesarias para completar la construcción, por lo que más de 1.800 colaboradores trabajan en el proyecto en forma directa, mientras que otras 3.000 personas lo hacen de forma indirecta.

El proyecto más ambicioso que lleva adelante hoy la compañía líder en el segmento de midstream oil, avanza en 15 frentes de trabajo a lo largo de la traza, abocados a la construcción de esos ductos, a la repotenciación de las estaciones de bombeo, unidades de medición y a la construcción de tanques de almacenaje.

La empresa destacó que de los US$ 1.200 millones de inversión por parte de Oldelval, casi el 90% corresponden a mano de obra argentina, insumos y equipamiento producidos localmente y solo un 10% es equipamiento importado.

Con la capacidad de exportar 310.000 barriles por día, Duplicar no solo garantiza la previsión para las compañías productoras, sino que también genera ingresos significativos para el país.

Se estima que las exportaciones anuales alcanzarán entre 8.000 y 9.000 millones de dólares, dependiendo del precio internacional del crudo, proporcionando un impulso vital para la economía nacional.

El proyecto en su totalidad representa un paso necesario para asegurar el crecimiento y desarrollo sostenible de la Cuenca Neuquina y de Vaca Muerta, para fomentar la economía local y potenciar las exportaciones de petróleo.

En la línea de tiempo de las obras, luego de una primera ampliación inaugurada en octubre de 2023 que sumó 20.000 barriles diarios transportados hacia el Atlántico, se prevé que en noviembre próximo se habilitará otra etapa incremental en la capacidad de transporte de aproximadamente 80.000 barriles/día (14.000 m3/d).

Hoy, la producción de crudo en la Cuenca Neuquina se encuentra en unos 430.000 bbl/día y se estima que se incrementará a 700.000 bbl/día para 2025, y por esa esa razón, los accionistas de Oldelval evalúan permanentemente proyectos de expansión que permitan acompañar el crecimiento.

Con los proyectos que actualmente la compañía tiene en marcha, sumados al proyecto de Vaca Muerta Norte -en plena construcción por YPF-, la capacidad de evacuación de crudo de la Cuenca superará los 700.000 bbl/día que se proyectan para el 2025.

En efecto, el año que viene la Cuenca contará con una capacidad de transporte hacia la zona del Atlántico de 540.000 bbl/día y de 160.000 bbl/día hacia la zona del Pacífico.

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IMPSA llevará adelante su primer proyecto de hidrógeno verde mediante la construcción de una planta de producción integrada a un parque solar

En lo que será su primer proyecto comercial en el mercado de hidrógeno verde, IMPSA construirá en San Juan una planta de producción de Hidrógeno integrada a partir de energía generada por un Parque Solar Fotovoltaico. El proyecto, que se llevará adelante junto con la empresa Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE), se instalará en la localidad de Pocitos, en el mismo predio en el que EPSE desarrolla una fábrica de paneles solares fotovoltaicos.

Según precisaron desde la compañía, se trata de una instalación modelo que será utilizada como plataforma de desarrollo e innovación para distintas aplicaciones de hidrógeno obtenido a partir de energías renovables.

El proyecto

IMPSA tendrá a su cargo el desarrollo bajo la modalidad “llave en mano” de la planta de producción de hidrógeno verde, desarrollando la ingeniería y fabricación de componentes como así también el sistema de control con los más altos estándares de calidad de la industria y respetando Normas Internacionales de alto nivel de exigencia aplicables a instalaciones de hidrógeno industrial.

 Al estar instalada en el mismo predio en que se fabricarán paneles solares fotovoltaicos, una porción de la energía que demanda el proceso de fabricación será cubierta por la energía eléctrica generada a partir de celdas de combustibles alimentadas por hidrógeno verde. Asimismo, la energía eléctrica demanda en el proceso de obtención de hidrógeno, denominado electrólisis, será abastecida a partir de un parque solar fotovoltaico que IMPSA construirá en la zona de Tocota, también en San Juan.

, Redaccion EconoJournal

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Avanza la obra del proyecto «Duplicar»: ya se soldó 60% del ducto y se alcanzaron más de 270km lineales construidos

Continúa una de las obras de infraestructura más grandes de la última década. El proyecto «Duplicar» ya superó los 270km lineales construidos. Con su puesta en marcha, el proyecto «Duplicar» consiguió soldar el 60% del ducto e impulsa el desarrollo sostenible de la Cuenca Neuquina y de Vaca Muerta, marcando un hito crucial en la historia energética del país. El resto de la obra avanza a buen ritmo en sus diferentes frentes, manteniendo así el plazo de finalización establecido al inicio del plan. El objetivo de esta obra es aumentar de forma permanente la capacidad de transporte hacia el Atlántico […]

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Protesta de gremios en Comodoro Rivadavia por la desinversión de las compañías petroleras

Los gremios vinculados con la actividad petrolera convocaron a un paro de 12 horas para este viernes con movilización por las sedes de distintas compañías y concentración en el centro de la ciudad chubutense de Comodoro Rivadavia, en rechazo al proceso de desinversión de las operadoras en la cuenca del Golfo San Jorge.

El secretario adjunto del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Carlos Gómez, confirmó en diálogo con la agencia de noticias Télam que “este viernes 23 de febrero, en coincidencia con la celebración de un nuevo aniversario de Comodoro Rivadavia nos vamos a movilizar para hacer saber nuestra preocupación”.

El gremialista dijo que los manifestantes “se congregarán en la esquina de Güemes y San Martín de la capital nacional del petróleo, para hacer visible nuestro reclamo, con un paro por 12 horas”.

Agregó que “se comprometieron a movilizar también los trabajadores del sindicato de camioneros y de la UOCRA, porque ellos también fueron perjudicados por la quita de recursos”.

En particular, Gómez apuntó “contra YPF y Tecpetrol, las dos empresas que dejarán de invertir en esta cuenta de petróleo convencional y direccionan los recursos hacia Vaca Muerta”.

También denunció que “no solo dejarán desocupación sino que tienen la intención de devolver pozos maduros (explotados desde hace muchos años) dejando el pasivo ambiental, siendo que esta cuenca durante más de un siglo aportó sus recursos al país”.

El sector gremial se manifestó en alerta tras conocer los planes de inversión de las operadoras que “en el caso de YPF desviarán el 80% a Vaca Muerta y el caso de Tecpetrol no tiene ninguna intención de seguir”.

Sobre esta última compañía aseguró que “tenían 1.000 pozos explotando en la cuenca en su momento y los fueron cerrando”.

“La empresa del grupo Techint hasta hace un par de años tenía planes de inversión por 120 millones (de dólares) los bajó a 70 y para este año solo 12 millones, o sea para gastos de pasajes”, ironizó.

El paro y movilización de los trabajadores petroleros, a los que se sumarán camioneros y de la construcción, coincidirá con el aniversario de Comodoro Rivadavia que cumplirá este viernes 23 de febrero 123 años.

“Será un paro sin afectar a la producción” aclararon las fuentes gremiales consultadas por Télam.

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Exitosa prueba de 2.000 kilómetros de vías ferroviarias para el litio y el cobre

Trenes Argentinos Cargas completó una prueba operativa de circulación con insumos para la minería desde Buenos Aires a Salta. La empresa Trenes Argentinos Cargas (TAC) completó una prueba operativa de circulación con insumos para la minería desde Buenos Aires hasta las estaciones salteñas de Olacapato y Laguna Seca, con la expectativa en el desarrollo de la industria del litio y el cobre, pero también en la promoción de sectores productivos. La empresa precisó que el recorrido incluyó el tránsito de la formación por el emblemático ramal C14, en línea con la estrategia comercial de la compañía para brindar servicios intermodales […]

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Cayó la producción de crudo de Vaca Muerta por problemas de transporte pero aumentó la de gas

El Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén informó hoy que la producción de petróleo en la provincia tuvo en enero una caída de 1,71%, en tanto que la producción de gas superó los 81 millones de metros cúbicos por día en la provincia, con un salto interanual de casi el 13%.

Según datos proporcionados por la cartera energética, la producción de gas en enero se situó en 81,87 millones de metros cúbicos por día, mostrando un incremento de 12,86% respecto al mes anterior, y un aumento de 0,78% en comparación con enero de 2023.

El crecimiento se atribuye principalmente al aumento de la producción en áreas de Vaca Muerta como Aguada Pichana Este, El Mangrullo, Fortín de Piedra y Rincón del Mangrullo.

Por otra parte, la producción de petróleo en Neuquén durante enero alcanzó los 374.892 barriles por día, y esa cifra refleja una disminución del 1,71% en comparación con el mes anterior, atribuida a un descenso de producción en áreas como La Amarga Chica, Cruz de Lorena, Bandurria Sur y Lindero Atravesado.

Sin embargo, en comparación con el mismo mes de 2023, la producción creció 18,89%.

A través de un comunicado, desde el Gobierno neuquino precisaron que “la producción de petróleo no convencional representó el 92,81% del total en enero, mientras que en el caso del gas no convencional alcanzó el 85,68%”.

La retracción en la producción de crudo responde en mayor parte a los inconvenientes que registró en diciembre el sistema de OilTanking Ebytem en una de sus dos monoboyas, lo cual tuvo un efecto arrastre en el bombeo del sistema de Oleoductos del Valle (Oldelval).

Además, la terminal de OilTanking estuvo clausurada por el Ministerio de Ambiente de la provincia de Buenos Aires tras un derrame en la boya Punta Cigüeña el 17 de enero.

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Un tribunal inglés falló en contra de Argentina en una causa de bonos de la deuda

La sentencia de segunda instancia se da luego de que nuestro país apelará un fallo de abril de 2023 que estipula una compensación de cerca de US$ 1.500 millones a una serie de fondos, entre ellos, HBK Master Fund, Hirsh Group, Virtual Emerald International y Palladian Partners. El Tribunal de Apelaciones de Londres determinó este jueves que el Estado argentino deberá pagar US$ 337 millones si quiere continuar con en el juicio que se tramita por el método de cálculo de una serie de bonos de deuda, conocidos como «cupones PBI». La sentencia de segunda instancia se da luego de […]

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Cuencas en República Dominicana con potencial de extracción de hidrocarburos

Un estudio inicial de científico desarrollado en la República Dominicana destacó hoy que existen yacimientos de hidrocarburos en varias cuencas del país. El informe de la investigación fue presentado por Leonardo Aguilera, presidente del Consejo de Administración de la Refinería de Petróleo (Refidomsa), junto a los técnicos de la Unidad de Investigación y Exploración de Petróleo y Gas, quienes examinaron los casos de Azua, San Juan, Enriquillo y Cibao. Durante una conferencia de prensa, Aguilera substacó que los resultados de esta investigación, a partir de factores geológicos y geofísicos que caracterizan el territorio, revolucionarán la estrategia para la localización de […]

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Repsol sube un 30% el dividendo en 2024 y abonará 4.600 M€ en efectivo hasta 2027

La Actualización Estratégica 2024-2027 de Repsol profundiza en una transición energética rentable, que prioriza las inversiones en el actual portafolio integrado de activos de calidad y en iniciativas bajas en carbono, una atractiva retribución al accionista y el mantenimiento de la fortaleza financiera. La compañía aumenta aproximadamente un 30% el dividendo en efectivo en 2024, hasta 0,9 euros por acción (1.095 millones de euros en total), y se compromete a incrementarlo un 3% anual. Con ello, Repsol distribuirá 4.600 millones de euros en efectivo en el periodo 2024-2027. Esta retribución se completa con recompras de acciones de hasta 5.400 millones […]

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¿Qué hay detrás del freno de Estados Unidos al otorgamiento de nuevos permisos de exportación de LNG?

La decisión del gobierno de los Estados Unidos de poner en pausa el otorgamiento de nuevos permisos de exportación de gas natural licuado (LNG, según su sigla en inglés) continua inquietando a los países y clientes importadores del fluido estadounidense. La industria del gas en Alemania cuestionó la suspensión. En Japón el gobierno expresó su «preocupación». También se generaron cuestionamientos internos y un veto parcial en el Congreso. El gobierno focalizó en la necesidad de evaluar correctamente el impacto económico y ambiental de nuevos proyectos de LNG, aunque negó que la medida tenga por objetivo contentar a los ambientalistas de cara a las elecciones presidenciales.

Por iniciativa del presidente Joe Biden, el Departamento de Energía frenó temporalmente el otorgamiento de nuevos permisos de exportación a países que no tienen firmado un tratado de libre comercio (TLC) con EE.UU. El freno no alcanza a los proyectos que ya tenían sus permisos de exportación aprobados.

El gobierno fundamentó la decisión en la necesidad de revisar la forma en que se evaluarán solicitudes nuevas y existentes. La secretaria de Energía, Jennifer Granholm, explicó que “a medida que nuestras exportaciones aumentan, debemos revisar las solicitudes de exportación utilizando el análisis más completo y actualizado de las consideraciones económicas, ambientales y de seguridad nacional«. “El Departamento de Energía está iniciando una actualización del proceso mediante el cual realizamos estas evaluaciones”, añadió.

También se enfatizó en la importancia del aspecto ambiental. “Esta pausa en las nuevas aprobaciones de LNG ve a la crisis climática como lo que es: la amenaza existencial de nuestro tiempo”, informó la Casa Blanca a través de un comunicado.

Ruido entre los importadores

En efecto, las exportaciones de LNG de Estados Unidos crecieron a un ritmo meteórico en pocos años: el país superó a Catar el año pasado y se transformó en el mayor exportador del mundo, con 86 millones de toneladas vendidas, según datos de Kpler. El alejamiento de Europa y otros mercados del gas de Rusia está impulsado una nueva ronda de proyectos que incrementarán la capacidad de exportación sobre la premisa de que EE.UU garantizará el suministro. Pero el freno impuesto por Biden generó ruido, especialmente entre los clientes en Alemania y Japón.

El grupo de la industria del gas en Alemania, Zukunft Gas, criticó la decisión. «Los exportadores estadounidenses de LNG han hecho importantes esfuerzos para reemplazar el suministro de gas ruso en los últimos dos años. Por eso somos extremadamente críticos con la suspensión anunciada de la aprobación de nuevas terminales de LNG«, dijo el presidente y director ejecutivo de Zukunft Gas, Timm Kehler.

Alemania comenzó a importar gas licuado a fines de 2022 y ya tiene operativas tres terminales flotantes de almacenamiento y regasificación. El 82% de sus importaciones de LNG en 2023 provinieron de EE.UU. (4,1 millones de toneladas). «Ya deberíamos haber aprendido: si un solo exportador es demasiado dominante, el suministro de energía de Alemania se vuelve vulnerable», afirmó Kehler en declaraciones para S&P Global. Ni Alemania ni ningún otro país europeo tiene firmado un TLC con EE.UU.

En Japón, el segundo importador mundial de gas licuado, se espera un estancamiento y lento declive en la demanda de LNG. No obstante, el gobierno y la industria ven al gas estadounidense como una opción para balancear o reemplazar las importaciones desde Rusia. Japón tiene un tratado comercial con EE.UU. en vigencia desde 2020, aunque no se trata estrictamente de un TLC.

«Algunas empresas japonesas ya han cerrado contratos de suministro de LNG que está previsto que reciban aprobación y comiencen la producción en los EE.UU. Por lo tanto, nos preocupa que la suspensión temporal de los permisos de exportación retrase el inicio de la nueva producción de los EE.UU.», declaró el ministro de Industria, Ken Saito.

Por el freno, Kyushu Electric Power anunció esta semana que esperará hasta que se reanude la emisión de los permisos antes de decidir si invierte en el proyecto Lake Charles, una nueva terminal de LNG en Luisiana. «La decisión nos sorprendió un poco», dijo el director ejecutivo de la compañía, Takashi Mitsuyoshi, en declaraciones a Reuters.

Las importaciones de gas licuado desde EE.UU. ascendieron a 5,5 millones de toneladas en 2023, representando el 8% del total importado. Si bien su cuota de mercado en Japón todavía es baja, con respecto a 2022, las importaciones desde EE.UU. y desde Rusia aumentaron un 34% y disminuyeron un 11%, respectivamente. Las importaciones rusas cayeron a 6,1 millones de toneladas.

La explicación oficial

Funcionarios de la administración Biden salieron a remarcar el carácter temporal de la medida y que el gobierno tiene las herramientas legales para garantizar el suministro a cualquier mercado. No obstante, persiste el ruido entre gobiernos y clientes por la inexactitud en cuanto a la duración de la suspensión.

Consultado por el tema, el asesor principal de Energía e Inversiones del presidente Biden, Amos Hochstein, afirmó que Europa estará “bien suministrada” y que EE.UU. duplicará su capacidad de licuefacción para el 2028 por los proyectos que ya tienen permisos de exportación y de construcción. No obstante, sembró más dudas sobre la duración de la pausa. “La línea de tiempo será de 10, 12, 14 meses. Luego tomaremos una decisión sobre lo que haremos. ¿Seguiremos haciendo una pausa? ¿Aprobaremos nuevos proyectos o ninguno?”, respondió al medio Al-Arabiya.

Watch: The Biden administration’s decision to pause LNG exports from new projects has been taken out of context, US energy envoy Amos Hochstein tells Al Arabiya English’s @_HadleyGamble, assuring European allies they will be “well supplied.”

Read more: https://t.co/afG3QAcAbj pic.twitter.com/yVD0kynN5T

— Al Arabiya English (@AlArabiya_Eng) February 16, 2024

La demanda futura de LNG es una variable que Hochstein consideró relevante. «¿Estaremos en peligro de desarrollar excesivamente nuestra capacidad en Estados Unidos y la demanda global no estará allí?», se preguntó el asesor. El argumento es cuanto menos llamativo dado que las inversiones en proyectos de licuefacción son a decisión y riesgo del sector privado.

Granholm rechazó la idea de que la administración Biden tiene como objetivo “prohibir” las exportaciones de LNG. “La conclusión es: esto no afectará ninguna relación entre nosotros y nuestros aliados ni su capacidad para acceder a la energía. No lo haríamos si así fuera”, dijo la secretaria de Energía.

Cuestionamientos internos

Desde el Partido Republicano cuestionaron al gobierno y lograron obtener media sanción en el Congreso de un proyecto de ley para transferir la autoridad sobre los permisos de exportación de LNG a la Comisión Federal Reguladora de la Energía, limitando así al poder ejecutivo. El proyecto, que contó con el voto positivo de nueve representantes del Partido Demócrata, incrementó sus posibilidades de aprobación en el Senado: el senador demócrata Michael Bennet calificó la medida del gobierno de “miope”.

El Instituto Americano del Petróleo (API), el principal grupo de lobby de la industria petrolera, advirtió que el freno aumentará los tiempos de concreción de los proyectos, impulsará el uso del carbón en todo el mundo y tendrá consecuencias geopolíticas. “Esta es una victoria para Rusia y una pérdida para los aliados estadounidenses, los empleos estadounidenses y el progreso climático global. No se necesita ninguna revisión para comprender los claros beneficios del LNG estadounidense para estabilizar los mercados energéticos globales”, dijo el presidente y CEO de API, Mike Sommers.

, Nicolás Deza

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Uranio: minera canadiense reafirma potencial económico en el yacimiento rionegrino Ivana en Amarillo Grande

La compañía Blue Sky, una firma canadiense perteneciente al Grosso Group del empresario minero Joseph Grosso, informó una nueva evaluación económica preliminar “positiva” en uno de los yacimientos del proyecto de uranio Amarillo Grande en Río Negro. A partir de los resultados de la campaña exploratoria, la compañía acelerará la realización de un estudio de prefactibilidad.

Los resultados surgen de la campaña exploratoria que Blue Sky viene realizando en el yacimiento Ivana en Amarillo Grande. La compañía avanzó el año pasado con la perforación de pozos con circulación inversa en el depósito Ivana Este, tras haber completado la perforación inicial en los depósitos Ivana Norte y Central.

Con los resultados obtenidos en Ivana Este, la nueva Evaluación Económica Preliminar (PEA) incorpora una estimación de recursos minerales en el yacimiento Ivana, en la que aproximadamente el 80% de los recursos pasaron de la categoría Inferida a la categoría Indicada.

Proyecto líder de uranio

Blue Sky destaca que la PEA demuestra «una economía sólida» para el yacimiento Ivana, que implica 11 años de producción de uranio y vanadio, por lo que se decidió acelerar con un estudio de prefactibilidad.

Esta PEA reafirma que el depósito de Ivana es un proyecto líder de uranio y vanadio de bajo costo. Creemos que este resurgimiento del mercado de uranio tiene unas sólidas perspectivas a largo plazo y, por lo tanto, nos estamos preparando para completar un estudio de prefactibilidad para Ivana lo antes posible”, afirmó Nikolaos Cacos, presidente y director ejecutivo de Blue Sky.

El ejecutivo añadió que se continuará con el trabajo de exploración en curso “para descubrir y delimitar nuevos recursos de uranio y vanadio a lo largo del restante proyecto altamente prospectivo de Amarillo Grande a escala de distrito».

Yacimiento Ivana

El yacimiento Ivana está ubicado en el extremo sur de las tres áreas objetivo que componen el proyecto de uranio-vanadio Amarillo Grande. La característica principal del desarrollo es que el recurso de uranio está alojado cerca de la superficie. Además de uranio, el proyecto cuenta con vanadio, un metal que se utiliza para la producción de acero.

De concretarse el proyecto, la operación Ivana consistirá de una operación de minería a cielo abierto, con una profundidad máxima de 30 metros. La longitud de la mina será de aproximadamente 3.000 metros con anchos que oscilarán entre 100 y 400 metros.

La minería se realizará con una flota de dos excavadoras (de 5 metros cúbicos), un cargador frontal y siete camiones articulados de 31 toneladas junto con una flota de equipos de apoyo.Los materiales extraídos son gravas y arenas no consolidadas y se excavan libremente, por lo que no se requerirá perforación ni voladura.

, Nicolás Deza

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El mega evento de renovables Future Energy Summit Argentina es declarado de interés en el Congreso

La Honorable Cámara de Diputados de Argentina recibió un proyecto para declarar de interés nacional al mega evento Future Energy Summit Argentina, que se llevará a cabo el día 11 de marzo en el Hotel Emperador de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA). 

La iniciativa ingresó esta misma semana en el Poder Legislativo y lleva la firma de Gabriel Bornoroni, diputado nacional por Córdoba y uno de los referentes de La Libertad Avanza en la provincia. 

Se trata de una jornada que congregará a los principales actores del universo de las energías renovables, tanto de Argentina como entidades y empresas extranjeras de primer nivel pasibles a invertir en nuestro país, donde se tratarán temas clave para el crecimiento y la sustentabilidad energética local”, fundamenta el texto presentado. 

Además, el proyecto de declaración plantea que la cumbre se enmarca en la transición energética que se desarrolla en América Latina y el mundo y hace referencia a los compromisos ambientales asumidos por el país, tanto nacionales como internacionales 

Es que el Future Energy Summit Argentina se da en un contexto del inicio de un nuevo gobierno nacional, el cual ya vaticinó giros en la política energética mediante la actualización y el fortalecimiento normativo. 

Y entre las principales medidas contempladas se encuentra la posibilidad de que la demanda se contractualice, nuevas reglas y mecanismos para la generación que favorezcan inversiones para un suministro más económico, acciones de eficiencia energética y que las distribuidoras pasen a tarifa los costos del servicio y de los contratos de abastecimiento que celebren.

Con ello se prevé un mayor dinamismo y flexibilidad en la toma de decisiones de mercado, con el propósito de apalancar más inversiones limpias para alcanzar los objetivos planteados en la Ley N° 27191 (20% de participación de las renovables al cierre del 2025) y los compromisos asumidos en el Acuerdo de París y la reciente COP 28 (duplicar acciones de eficiencia energética y triplicar renovables para alcanzar los 11000 GW a 2030 a nivel mundial). 

Por lo que FES brindará el espacio ideal para debatir los principales temas de la agenda del sector, visibilizar las oportunidades regulatorias y de inversión, como así también explorar nuevos negocios sostenibles en el camino de la transición energética regional. 

Además, el mega evento congregará a más de 400 ejecutivos, inversionistas y líderes de la región y será una ventana para conocer al detalle próximos pasos, metas y expectativas del gobierno de Javier Milei para el sector renovable, que cuenta con casi 6000 MW instalados (sin contar las hidroeléctricas mayores a 50 MW de capacidad) y alrededor de 4000 MW en más de 150 proyectos y casi 4000 MW renovables que podrían entrar en operación en el corto plazo tras su adjudicación en la última licitación RenMDI y las distintas rondas Mercado a Término (MATER). 

Y cabe recordar Argentina será la primera parada de la gira 2024 de Future Energy Summit, país al que FES siempre quiso aterrizar para continuar con la meta de la transición energética en América Latina, y que si bien ya contó con diversos summit virtuales, por primera vez tendrá una jornada presencial organizada por la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam

¡Súmate a la ola renovable de FES y forma parte de este diálogo de alto nivel junto a líderes del sector público y privado de Latinoamérica!

Revive el éxito del evento de Future Energy Summit en 2023 

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Growatt pone el objetivo de duplicar sus ventas en Chile durante el 2024

Leandro Mendoza, especialista en Marketing de Producto de Growatt, fue parte del mega evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) a fines del año pasado en la ciudad de Santiago, Chile. 

Mendoza brindó una entrevista exclusiva durante la cumbre que reunió a más de 400 protagonistas del sector renovable de la región y explicó la estrategia para el mercado chileno y las expectativas de Growatt para el corriente año. 

“Las metas para el 2024 son muy ambiciosas. Las ventas del 2023 estuvieron muy bien y desde China (casa matriz) proponen que se duplique el volumen de ventas de Growatt en Chile”, afirmó. 

“Growatt es la marca #1 de inversiones y almacenamiento residencial, por lo que queremos llegar a esos números en Chile. Si bien en el país la competencia es centralizada y el mercado tiene actores fuertes, creemos que a mediano plazo podremos llegar a ello”, agregó. 

Y continuó: “Queremos entrar fuertemente con el almacenamiento y creemos que, en primera instancia, el storage en proyectos de distribución jugará un rol muy potente para descongestionar la matriz energética en lugares donde no llega la energía que se genera en el norte de Chile por problemas en la transmisión”.

Growatt recientemente implementó la oficina central en Chile mediante un equipo de producto y soporte técnico, pero la mirada está puesta en brindar un servicio completo, desde la preventa hasta la postventa, que paulatinamente les permita tener mayor participación en proyectos de pequeña, mediana y gran escala. 

Tal es que ya cuentan con una amplia gama de productos certificados, como por ejemplo inversores de almacenamiento a nivel residencial, tanto on-grid, off-grid e híbridos, y cargadores de vehículos eléctricos de 7, 11 y 22 kW de potencia. 

A la par que Growatt cuenta con un gran número de alianzas con distribuidores a nivel regional para el segmento residencial. Colaboraciones que han sido fundamentales para la expansión de la empresa, permitiendo el acceso a una mayor cantidad de clientes finales y la posibilidad de realizar entrenamientos para los instaladores y distribuidores sobre las distintas soluciones que presenta la compañía. 

“En base a eso, queremos seguir impulsando nuestra relaciones con otros distribuidores y EPCistas para empezar a crecer con la gama de productos hacia un nivel comercial e industrial”, reconoció Mendoza. 

Por lo que, con una mirada hacia el 2024, Growatt se alista para lanzar productos de mayor envergadura que se ajusten a las regulaciones vigentes, tanto para el sector de la generación como de la movilidad sustentable. 

“Ya el 2023 fue un año fuerte, en el que comenzaron los primeros proyectos grandes, salió la propia Ley de Almacenamiento y Electromovilidad que nos favorece mucho, ya que también impulsa metas de vehículos eléctricos al 2035 y 2040 a nivel nacional. Ello ayuda ya que hay muchas licitaciones para cargadores de vehículos eléctricos (electrolineras) y queremos que nuestros productos estén en esa línea”, señaló el especialista. 

A ello se debe añadir que el nuevo reglamento de transferencia de potencia entre empresas generadoras establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos (DS 62) de Chile ya ingresó a la Contraloría General de la República luego de recibir más de 400 observaciones y comentarios del sector

Y una de las principales modificaciones del reglamento en cuestión está orientada al porcentaje de reconocimiento de potencia inicial de un sistema de almacenamiento de energía o de la componente de storage de un parque renovable híbrido (generación + baterías). 

Señal regulatoria que ayudará al avance de dicha tecnología en Chile y destrabar los nudos e incertezas que se estaban generando en la industria respecto a la evaluación de proyectos de almacenamiento. 

¿Cómo se vislumbra el próximo lustro?

El  especialista en Marketing de Producto de Growatt analizó los próximos pasos de la empresa en Chile para tratar de lograr un mayor market share en el sector energético del país, a lo que consideró que ya poseen la tecnología y el equipo técnico para resolver las soluciones que propone el mercado. 

“En el plazo de 5 años Growatt será un competidor fuerte en la región. Y en el segmento comercial – industrial estaremos dentro de los 3 o 4 distribuidores más fuertes para ya pensar en proyectos de utility scale”, concluyó.

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Holcim sigue creciendo en México y planea mantener su liderazgo en la construcción de proyectos

En un contexto donde las energías renovables son tecnologías clave para el progreso económico y social, Holcim México, líder en soluciones de construcción innovadoras y sostenibles, se prepara para mantener su posición de liderazgo en la construcción de proyectos en el país. 

En conversaciones con Energía Estratégica, Andrés Hector Kobesrski, Responsable de Suministro de Holcim México, revela una confianza sólida en el papel crucial que desempeñará la construcción en la economía mexicana, respaldada por un enfoque continuo en la descarbonización.

“Holcim México está a la vanguardia en la apuesta por las energías renovables. Estamos muy confiados en que la construcción va a seguir siendo un motor muy importante dentro de la economía mexicana, entonces nuestras expectativas son favorables”, destaca.

Y agrega: “Seguiremos siendo líderes en este proceso de descarbonización y hacia eso estamos apostando ya que vemos un escenario de crecimiento”.

Innovación y el crecimiento continuo

De acuerdo a Koberski, el año 2023 marcó un periodo de crecimiento excepcional para Holcim México. La empresa participó activamente en proyectos insignia de infraestructura como la Presa de la Libertad, consolidándose como líder en la industria de la construcción. 

La sólida presencia en proyectos clave reforzó su posición y destacó la eficacia de sus productos y soluciones integrales.

Con una mirada hacia el futuro, el ejecutivo subraya la intención de Holcim México de seguir innovando y apostando por el crecimiento sostenible. 

Marco Regulatorio 

Aunque reconoce que todo sistema de leyes es mejorable, Koberski califica al marco regulatorio mexicano como claro y considera que sí permite la evolución y la transición hacia energías renovables. 

A pesar de ciertas barreras en la generación distribuida, como el límite de potencia, el experto cree que en términos generales, los esquemas regulatorios permiten avanzar en la diversificación de la matriz.

“En el segmento de generación distribuida, pareciera poco 500 kW de límite de potencia, sin embargo, tenemos otros tipos de esquema como el MEM o la autogeneración que permite ir a potencias industriales mayores. Los esquemas regulatorios podrían mejorarse pero a grandes rasgos permiten avanzar a la transición energética”, detalla.

E insiste: “La evolución de la transición energética se está dando a la velocidad que el contexto lo permite. Lo importante y lo relevante es que las energías renovables ya están en la mesa. Y eso ya es un paso adelante”. 

Compromiso por convertirse carbono neutral

Holcim a nivel global se destaca por su compromiso con la sostenibilidad, trabajando en más de 50 proyectos decisivos de captura, utilización y almacenamiento de carbono. 

Como ya había anticipado Energía Estratégica, el grupo trabaja en una estrategia de descarbonización a nivel global en la que busca lograr emisiones netas cero de carbono al 2050.

Esta meta global ha llevado a la implementación de diversas iniciativas, incluyendo la adopción de energías renovables en sus procesos productivos.

Entre ellas, Kobesrski destaca la apuesta del grupo por el oxihidrógeno como tecnología del futuro, permitiendo el uso de combustibles alternativos con menor consumo de energía. 

 

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Subasta de Cargo por Confiabilidad: aseguran que se podrían haber asignado 11 GW en lugar de 4.4 GW

Como ya había anticipado Energía Estratégica, días atrás, se publicaron los resultados de la Subasta de Cargo por Confiabilidad para el 2027/2028.

En total, se asignaron 33 plantas de generación, lo que representa una inclusión al sistema de 4.489 MW nuevos, de los cuales 4.441 MW son solares y 48 MW térmicos con tecnología de biomasa, biogás y repotenciación de una central existente.

Si bien la participación de energías renovables en la subasta fue muy buena en comparación a la anterior realizada en 2019 donde se asignaron 1.398 MW eólicos y solares, expertos señalan que muchos proyectos han quedado fuera y que los adjudicados no alcanzan para cubrir la demanda entrante.

Uno de ellos es Jorge Moreno, especialista regulatorio de Optima Consultores, quien, en conversaciones con este medio, analiza en detalles los resultados de la convocatoria: “En el marco de tanta incertidumbre por los múltiples aplazamientos de la subasta, es buena noticia que casi todos los nuevos proyectos adjudicados son renovables. No obstante, los estimados de potencial de participación rondaban los 11 GW y solo se adjudicaron 4,4 GW”.

Y agrega: “Quedaron bastantes proyectos faltantes por participar lo cual evidencia que los desarrolladores están viendo grandes riesgos en el desarrollo de los proyectos. El permitting se está volviendo un problema en Colombia lo cual se traduce en menor participación en la subasta”.

En este sentido, Moreno considera que la participación es “baja” teniendo en cuenta que estos proyectos no alcanzarán a cubrir en su totalidad la demanda del periodo cargo 2027-2028 subastado.

“Teníamos una demanda estimada para el periodo de 264 GW hora año y se adjudican solo 249 GW hora año. Una subasta exitosa hubiera asignado al menos unos 3 o 4 años de demanda objetivo como las subastas anteriores de cargo por confiabilidad. Bajo estos escenarios de déficit uno se pregunta: ¿Por qué no se adjudicó toda la oferta disponible en la subasta? ¿Fue la oferta de precio muy alta? O tal vez ¿hubo errores en la formulación de la curva de demanda y/o el precio techo de parte de la CREG?”, argumenta.

Críticas al precio: demasiado alto para renovables

Acerca del precio resultante de la subasta, que cerró en torno a los 18 dólares por MW hora, Moreno advierte que corresponde al mismo precio del año 2019 traído a valor presente, y que, por lo tanto, no responde a los criterios de menores precios esperados por la evolución tecnológica en la generación de energía.

“Se esperaba que a medida que evolucionara la tecnología renovable, fuera bajando el precio. Por ello, no es tan lógico el resultado, ni tampoco es una buena noticia, que habiendo cerrado la subasta un proyecto solar esta hubiera cerrado al mismo precio de la anterior subasta. El precio debió haber sido inferior a los 18 dólares teniendo en cuenta que la anterior subasta apalancó proyectos térmicos cuyo modelo financiero depende directamente de este ingreso, contrario a lo que sucede con las fuentes renovables de energía”, insiste.

Aunque reconoce que la inflación a nivel mundial desatada por la pandemia y los efectos de la Guerra entre Rusia y Ucrania que causaron complicaciones en la cadena de suministro, podrían haber inferido en estos resultados, el especialista sostiene que, por la eficiencia de la tecnología, los precios, de todos modos, deberían haber cerrado a la baja, más aún cuando la tecnología solar no depende mayoritariamente de este ingreso por confiabilidad.

Posible demora en los proyectos

En tanto a la construcción de los proyectos, Moreno cree firmemente en que se van a construir en los próximos años ya que “las condiciones de la subasta de cargo por confiabilidad son muy fuertes y exigen grandes garantías”.

En efecto, asegura que la mayoría de estos proyectos tienen fecha de puesta en operación entre 2025 y 2026 lo cual deja un margen de maniobra para construir plantas hasta el 2027 e incluso el 2028 si tomamos el año de gracia que brinda el mecanismo.

No obstante, alerta por posibles demoras en dichos plazos: “Los riesgos de desarrollo en el país son importantes. Entonces, si bien esperamos que se construyan, creemos que muchos de ellos podrían retrasarse o incluso no construirse”.

En resumen, según el especialista regulatorio de Optima Consultores, se cierra una nueva subasta de cargo por confiabilidad en Colombia, que, por primera vez en la historia, asigna el 99% de los proyectos con fuentes no convencionales de energía, esto sin duda es positivo en el camino de la transición energética.

No obstante, afirma que la baja participación deja interrogantes sobre el permitting y los riesgos asociados en el país, además, de la necesidad de esperar una nueva subasta de cargo por confiabilidad en el corto plazo.

“El precio deja interrogantes sobre el mecanismo de asignación y la eficiencia en el precio de la confiabilidad que se paga en el país. La subasta deja señales de mejora y la siguiente subasta está a la vuelta de la esquina, por lo que es imperativo empezar a trabajar entre todos los actores del mercado estos frentes de mejora”, concluye.

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Strip Steel anticipa un crecimiento para el sector fotovoltaico en México impulsado por el nearshoring

La generación distribuida no se detiene en México; cada vez más empresas apuestan por sistemas de energía solar para reducir sus consumos de luz y contribuir a la descarbonización de la matriz energética.

En este contexto, en un esfuerzo por consolidarse como líder en el suministro de estructuras metálicas para proyectos solares en México, StripSteel, empresa con 15 años de experiencia en la venta de acero para la industria en general, tiene como objetivo un crecimiento de dos dígitos en el sector fotovoltaico. 

En conversaciones con Energía Estratégica, Alfonso German Jalil, Director de Operaciones de StripSteel, desvela planes alentadores diseñados para hacer frente al crecimiento previsto con optimismo y eficacia.

La empresa, que se especializa en la fabricación de estructuras en acero para proyectos y granjas solares en suelo, ha ganado notoriedad en el mercado al brindar soluciones personalizadas y eficientes para el sector solar.

Con declaraciones optimistas, German Jalil resalta la confianza en el mercado mexicano y asegura que el crecimiento previsto será impulsado principalmente por la demanda local.

Con dos plantas de fabricación ubicadas estratégicamente en Puebla y Tlaxcala, StripSteel cuenta con una capacidad instalada de 16 mil toneladas para la fabricación de perfiles de acero destinados a la generación solar.

Desde hace cinco años, la compañía ha diversificado sus operaciones hacia el sector fotovoltaico, aprovechando su experiencia en la industria del acero. Inicialmente orientada a proyectos de gran escala, la firma ha adaptado su enfoque para abordar el crecimiento significativo en la generación distribuida.

Valor agregado que ofrece la compañía

Alfonso German destaca la capacidad de StripSteel para fabricar productos a medida y ofrecerlos a precios altamente competitivos, sin intermediarios.

Uno de sus productos estrella, la estructura fija para 14 páneles verticales denominada «SST UNO,» se destaca por su versatilidad, ya que se adapta a diferentes tipos de terreno, trayectoria del sol, marca y modelo del panel y condiciones atmosféricas como velocidad del viento.

En este sentido, el valor agregado de StripSteel se encuentra en su eficiencia operativa que le permite entregar las estructuras en plazos muy cortos y en la resistencia superior de sus aceros frente a la corrosión.

«Nuestros productos resisten tres veces más que cualquier acero galvanizado en términos de resistencia a la corrosión. Utilizamos aceros de última generación con propiedades muy altas, conteniendo magnesio, aluminio y zinc,» explica German Jalil.

Optimismo de cara al futuro.

En medio de perspectivas favorables para el sector en México, el experto hace hincapié en la importancia del mercado en la toma de decisiones y la adaptabilidad de las empresas frente a las regulaciones gubernamentales.

A pesar de las regulaciones existentes, StripSteel ha continuado incrementando sus ventas desde el 2020, lo cual evidencia un mercado dinámico y en constante crecimiento.

Con el compromiso global para combatir el cambio climático, Alfonso German ve oportunidades adicionales a través del nearshoring y se muestra optimista de cara al futuro del sector en México.

El experto destaca que las expectativas son muy buenas, porque las fuerzas del mercado normalmente lideran los cambios. No obstante, hace un llamado a la colaboración entre el sector privado y el gobierno e insiste en la importancia de crear condiciones favorables y políticas públicas que motiven las inversiones en energías renovables.

«Es fundamental que el gobierno retome el diálogo con el sector privado para permitir el avance de proyectos más grandes. Son esfuerzos que toman tiempo pero son necesarios para el beneficio de todos», concluye.

 

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Grupo Magdalena se alista para el inicio de construcción de 75 MW fotovoltaicos 

Grupo Magdalena, el mayor productor centroamericano de azúcar y el tercer generador de energía eléctrica de Guatemala, continúa ampliando su participación en el mercado eléctrico local y regional. 

La empresa incursionó en el sector de energía eléctrica en 1990 con un proyecto de 12.5 MM destacándose en cogeneración con biomasa pero, con el correr de los años, se ha ido diversificando aumentando su contribución al sistema más allá de la época de Zafra.

En la actualidad, Grupo Magdalena ha logrado concretar 273,9 MW de activos de generación, incluyendo biomasa, carbón e hidroeléctrica, y va por más. 

“En este momento, nos estamos enfocando en el desarrollo de nuestras centrales de energía solar”, declaró el Ing. Luis Fernando Rodriguez, gerente de Comercialización de Energía del Grupo Magdalena. 

Según precisó en exclusiva para Energía Estratégica, se avanzará con dos proyectos este año: Magdalena Solar 1 de 50 MW con contrato privado para abastecimiento de Grandes Usuarios y Magdalena Solar 2 de 25 MW con contrato en el marco de la Licitación PEG-4. 

En el caso del primero, se comercializará el 100 % de la energía por medio de la empresa “Comercializadora de Energía para el Desarrollo (CED)”, parte del Grupo, para abastecer clientes industriales. Al respecto, es preciso aclarar que si bien el proyecto será desarrollado por otra empresa (San Patricio Renovables), al final del contrato la planta será propiedad de Grupo Magdalena. 

Por otro lado, el segundo proyecto será para vender la energía generada a las distribuidoras por medio de contratos de largo plazo. En este caso, si bien son dueños del proyecto desde el inicio, será desarrollado por un EPC internacional (Biomass Energy). 

Según precisó el Ing. Luis Fernando Rodriguez a este medio, las centrales Magdalena Solar 1 y Magdalena Solar 2 tienen inicio de operación comercial comprometido para el primer trimestre de 2025, por lo que se prevé un evento de conmemoración de primera piedra para las próximas semanas, de manera que las obras se lleven a cabo a partir del próximo mes. 

Luego de su construcción, ambas centrales serán conectadas en la subestación Magdalena Solar 230, por lo que entre los hitos de construcción que se prevén concretar este año también se contemplan como necesarios: la finalización de la subestación Magdalena Solar 230, línea de transmisión y conexión a la subestación Magdalena 230.

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BID Invest considera financiar un proyecto de hidrógeno verde en Paraguay

Desde hace tiempo que la Corporación Interamericana de Inversiones (BID Invest) expande el acceso al financiamiento y apoya proyectos para avanzar con la energía limpia que tengan un impacto significativo y contribuyen al desarrollo sostenible de la región. 

Y el inicio del corriente año no es la excepción ya que el banco de soluciones del sector privado de América Latina y el Caribe analiza una nueva central destinada a la producción de hidrógeno verde, en este caso en Paraguay. 

El proyecto denominado “Planta de Producción de Hidrógeno, Amoniaco y Fertilizantes Verdes – PARAGUAY”, de la firma ATOME, ya fue publicado en la web de BID Invest, dentro del listado de proyectos que ingresaron bajo análisis (ver más).

El mismo utilizará 100% de energía renovable a partir de una planta asociada de aproximadamente 120 MW de capacidad instalada y el préstamo considerado (aún sin aprobación) es de hasta USD $ 125.000.000. 

La planta se instalará en una propiedad de aproximadamente 30 hectáreas que pertenece a ATOME, localizada en la ciudad de Villeta, cerca de la orilla oriental del río Paraguay, a 50 km al sur de la ciudad de Asunción, junto a la carretera Villeta-Alberdi y la subestación eléctrica Buey Rodeo. 

Y a la fecha, ATOME ya cuenta con la respectiva licencia ambiental otorgada por el Ministerio del Ambiente y Desarrollo Sostenible de Paraguay, la cual es válida para la construcción, pero está siendo ampliada para incluir la cadena de producción.

Mientras que la fase de construcción está prevista para mediados del corriente año, la cual se llevará adelante bajo la modalidad de contrato EPC (Ingeniería, Provisión y Construcción, por sus siglas en inglés) y tendrá una duración de 31 meses, iniciando el pre-comisionamiento y pruebas en el décimo noveno mes.

Bejarano: “El pliego de la licitación solar estará listo en el primer cuatrimestre del año”

El proyecto tendrá seis principales de procesos: 

Generación de hidrógeno (H2) a partir de agua y energía; 
Producción de nitrógeno (N2), obtenido del aire ambiente; 
Síntesis de amoníaco (NH3), utilizando moléculas del H2 y N2; 
Producción de ácido nítrico (HNO3), usando para el efecto NH3 y agua, iv)solución de nitrato de amonio (NH4NO3), a partir del NH3 y HNO3; 
Producción de CAN, a partir del NH4NO3 y de la dolomita; 
Envasado y almacenamiento. 

Y una vez en operación, la planta tendrá una vida útil de aproximadamente 25 años y producirá fertilizantes verdes a escala industrial (aproximadamente 270,000 ton/año), a partir de la electrólisis del agua y la utilización dolomita (173 ton/día). 

Próximos pasos del proceso

El proyecto fue clasificado preliminarmente en la Categoría B, debido a que podrá generar, entre otros, los siguientes impactos ambientales y sociales: i) generación de residuos sólidos y efluentes; ii) generación de ruidos y vibraciones; iii) emisiones atmosféricas y polvo; iv) pérdida de cobertura vegetal; v) afectaciones en el acceso y tránsito vehicular; y vi) incremento del riesgo en la salud y seguridad de empleados, debido a la manipulación de sustancias químicas peligrosas

Por lo que la Corporación Interamericana de Inversiones analizará el préstamo multimillonario durante los próximos meses del año y se estima que, de resultar positivo el proceso, la aprobación se dé recién el 30 de julio del 2024. 

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Criptoenergía en Vaca Muerta: los detalles del proyecto que puso en marcha Tecpetrol para evitar el venteo de gas

Ambicioso y con un desarrollo en tiempo récord. Así definió Tecpetrol la puesta en escena llevada a cabo en Los Toldos II Este, en plena Cuenca Neuquina, un yacimiento que se encuentra en su fase temprana y en el cual se montó un mega proyecto de mitigación digital de venteo. Se trata del gas que la compañía no puede quemar ni evacuar. Una iniciativa en conjunto con la empresa Unblock Computing permite utilizar ese gas como combustible para abastecer a los motogeneradores, ubicados a pocos metros del pozo, los cuales a su vez alimentan a las computadoras para el minado de criptomonedas.

Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, precisó que Los Toldos II Este “es un proyecto exploratorio que produce petróleo y que, de tan nuevo y alejado, todavía no está conectado a gasoductos ni cuenta con infraestructura para procesar el gas asociado, transportarlo y comercializarlo”.

A través de una publicación en su perfil de LinkedIn, Markous indicó que la mitigación digital consiste “en utilizar el gas que no se ventea por cuestiones ambientales y regulatorias, para generar la energía que utilizan las computadoras para minar criptomonedas, haciendo un uso más eficiente de la energía”.

En total son ocho generadores y 12 centros de datos modulares instalados por Unblock, que a través del gas que le compra a Tecpetrol crea nuevas unidades cripto en una red de blockchain.

“Este proyecto nos permite aumentar la producción de petróleo, por lo que hemos pasado de producir 50 m3/día a 300 m3/día de petróleo. La utilización del gas no venteado contribuye además a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero: un 11% menos de emisión de CO2e versus la quema de gas”, detalló Markous.

Los detalles del proyecto de criptominado en Los Toldos Este II

Los Toldos II Este es un área multinivel que posee entre tres y cinco horizontes de desarrollo no convencional. A partir de esta exploración, Tecpetrol buscó tener ensayos extendidos para así determinar el verdadero potencial del área.

“Como se sabe, los permisos para el venteo son reducidos y cortos en el tiempo. Entonces encontramos en el uso del gas remoto para criptominado una solución que nos permitiera poder definir su desarrollo”, explicó Ricardo Ferreiro, presidente de Exploración & Producción (E&P) de Tecpetrol, a EconoJournal.

Ferreiro expresó que, al igual que en el resto del mundo, el proyecto de Unlock consume energía eléctrica, y que la misma se genera a través del aprovechamiento del gas primario.

“En términos simplificados, es un gas de boca de pozo que el generador consume sin problemas y permite transformarla en energía estable que pueden consumir sus computadoras de criptominado”, agregó Ferreiro.

Para Tomás Ocampo, fundador de Unblock, la implementación de esta tecnología, además de reducir la contaminación ambiental, incorpora en el juego una nueva herramienta de flexibilidad para que las operadoras puedan explorar otras áreas.

En total, Unblock consume la capacidad completa de producción de Tecpetrol en el proyecto: alrededor de 60.000 metros cúbicos de gas. “Le solucionan al productor, que no está conectado con ninguna infraestructura, el tema del consumo de gas. A nosotros nos sirvió para el venteo del área de Los Toldos, que como tiene muchos horizontes tiene muchos pozos. Ya vamos por siete”, destacó Ferreiro.

“El productor se hace cargo de la inversión hasta la boca del pozo y la separación para entregarle el gas a Unblock. Luego la compañía realiza la inversión de los generadores, su instalación y también la de sus equipos de criptominados, que son portátiles”, ahondó el ejecutivo.

“Estamos trabajando en otros cuatro proyectos y creemos que invertiremos alrededor de 70 millones de dólares durante 2024”, detalló Ocampo en diálogo con EconoJournal.

Ferreiro, por su parte, agregó: “Nosotros le vendemos a Unblock el gas a un valor variable, relacionado con la potencia del criptominado. Oscila entre 10 y 25 centavos de dólar el millón de BTU”.

Desde Tecpetrol explicaron que este tipo de proyectos es aplicable a cualquier otro yacimiento de Vaca Muerta que se encuentre en la misma etapa de desarrollo, dado que de conseguir el volumen esperado (una producción de dos millones y medio de metros cúbicos diarios) se construyen las facilidades de captación y este proyecto deja de tener sentido.

El objetivo de Unblock en Vaca Muerta

A las soluciones de impacto ambiental, Unblock le agrega como pieza complementaria de su proyecto la búsqueda de soluciones de energía limpia para establecer la demanda de inteligencia artificial.

“Hoy internet consume entre el 1% y el 1.5% de la energía mundial, más o menos lo que consume la Argentina. Con el internet artificial se estima que se consumirá hasta el 8% de la energía mundial. O sea, estamos hablando de que en los próximos 15 años se multiplicará por ocho el consumo de internet”, explicó Ocampo.

El CEO de Unblock reveló que los principales inversores de su empresa son Pampa Energía y Petrocuyo: “Para nosotros era estratégico trabajar con ellos porque vamos a usar la red de fibra óptica de TGS como nuestra espina dorsal”.

Ocampo concluyó: “El modelo que tenemos actualmente es un negocio de márgenes muy chicos y repago muy largo. Lo que nosotros queremos hacer es establecer la compañía, mostrar que esta es una solución confiable para las operadoras y a partir de ahí empezar a tender fibra óptica para poder hacer inteligencia artificial. Ese es un negocio muy diferente´”.

, Mauricio Luna

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Las Soluciones de PV y ESS de SOFAR lideran la carga en Prácticas Sostenibles en Intersolar India 2024

SOFAR, el proveedor líder mundial de soluciones de PV y ESS para todos los escenarios, atrae una atención significativa al mostrar sus innovaciones líderes en la industria en Intersolar India, mostrando su resolución en mejorar la adopción de energía renovable en el país.

Actualmente, el segmento de servicios públicos contribuye al mayor crecimiento de la industria de energías renovables en la India, lo que lleva a SOFAR a introducir el PowerMega (350KTLX0) optimizado para aplicaciones solares de servicios públicos.

Se cree que la tecnología en PowerMega será una parte crucial en la formación del futuro de la industria solar, dadas sus ventajas únicas, que incluyen una eficiencia máxima del 99.05% a 50 grados.

Con la integración de corriente ultra alta, instalación fácil y protección inteligente, también se caracteriza por 8*60A MPPT múltiples, compatibles con módulos de alta potencia de 500Wp+ y varios diseños de servicios públicos, asegurando un menor LCOE y mayores rendimientos para los usuarios finales.

Mientras tanto, SOFAR lanza la serie de inversores monofásicos 1-4KTL2-G3 diseñada para entornos residenciales. Con una eficiencia máxima del 97.7%, garantiza una conversión de energía óptima, maximizando la salida de paneles solares.

El inversor también está bien equipado para resistir las exigencias de los entornos exteriores y mantener una operación estable con protección IP65. Además, su peso ligero y diseño fácil de usar hacen que la instalación sea muy sencilla, proporcionando a los propietarios una solución sin complicaciones y eficiente para aprovechar la energía solar.

Además, SOFAR enriquece sus soluciones de PV para todos los escenarios, incluidos 3.350KTLX-G3 y 11020KTL-3PH, ofreciendo al mercado opciones más competitivas y viables.

Jesse Lau, Jefe de la Región APAC y MEA de SOFAR, señala que la alta eficiencia, la instalación y el mantenimiento fáciles, además del soporte técnico local, son algunas de las razones críticas por las que los clientes eligen SOFAR.

«Nuestro envío a la India ha alcanzado alrededor de 2.7GW hasta ahora. En el futuro, seguiremos trabajando en innovaciones tecnológicas y optimización del servicio, ampliando aún más nuestro diseño comercial para satisfacer las demandas de soporte de servicio localizado en India.»

Acerca de SOFAR

SOFAR es un proveedor líder mundial de soluciones de energía solar y almacenamiento para todos los escenarios y está comprometido a ser el líder en soluciones de energía digital con una cartera completa, que incluye inversores PV, inversores híbridos, BESS, ESS de servicios públicos, sistema de microinversores y SOFAR Monitor sistema de gestión de energía inteligente para aplicaciones residenciales, comerciales e industriales.

Para 2021, SOFAR entró en el TOP5 de las Marcas Globales de Inversores Híbridos, estableciendo una red global de I+D con tres centros de I+D y dos bases de fabricación. En 2022, la capacidad de producción anual de SOFAR alcanzó los 10GW para inversores y 1GWh para baterías. Para 2022, SOFAR ha enviado más de 18GW de inversores a más de 100 países y regiones en todo el mundo.

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MEGSA-CAMMESA: oferta de 21.950.000 m3/día para marzo

En el Mercado Electrónico del Gas se realizaron dos subastas, solicitadas por CAMMESA, para la provisión de gas natural durante el mes de marzo, con destino a usinas generadoras. El volúmen total ofertado fue de 21.950.000 metros cúbicos día.

En la tradicional subasta mensual para el abastecimiento interrumpible de gas natural en la que podían participar Productores y Comercializadores en general, se registraron 14 ofertas por un total de 4.150.000 m3/día y los precios promedio ponderados fueron de U$S 2,12 el Millón de BTU puesto en el PIST, y de U$S 2,30 el MBTU puesto en Provincia de Buenos Aires.

De estas ofertas 5 fueron de productores de Neuquén (por 1.750.000 m3/día) , 4 del NorOeste ( 1.100.000 m3/día) , 3 de Chubut ( 700.000 m3/d), 1 de Santa Cruz (300.000) y 1 de Tierra del Fuego (300.000). Los precios en GBA oscilaron entre U$S 1,93 y U$S 2,41 el MBTU.

Por otra parte, el MEGSA realizó 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 esta subasta se registraron 13 ofertas por un volumen diario de 17.800.000 m3 y un PPP de U$S 2,81 el MBTU.

De tales ofertas 8 fueron de productores en Neuquén (7,8 millones de m3/día) , 3 de Tierra del Fuego (6.5 millones de m3/día), 1 de Santa Cruz (1,5 MMm3/día) y 1 de Chubut (2.0 MMm3/día). Los precios oscilaron entre U$S 2,50 y U$S 2,99 el MBTU.

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Archivan la causa impulsada por Bernal contra Aranguren y otros ex funcionarios de Macri por incumplir la Ley del Gas

El 25 de junio de 2020, Federico Bernal, por aquel entonces interventor del Enargas, presentó una denuncia penal “por incumplimiento de los deberes de funcionarios y negociaciones incompatibles con la función pública” contra varios funcionarios que formaron parte de la administración de Mauricio Macri. En las últimas horas, la Justicia falló a favor de los denunciados y ordenó archivar la causa.

Se trata de una denuncia en la que Bernal acusó a Juan José Aranguren, ex ministro de Energía y Minería de la Nación, de fijar los precios del gas en boca de pozo sin un respaldo legal que le permitiese proceder en dicha dirección.

La demanda, redactada por el exjefe de gobierno Aníbal Ibarra, incluyó también a Mauricio Roitman, ex presidente del Enargas; Daniel Alberto Perrone, Carlos Alberto María Casares, Griselda Lambertini y Diego Fernando Guichón, todos ex directores del Enargas.

También fue direccionada contra Marcos Pourteau, ex subsecretario de Recursos Hidrocarburíferos del Ministerio de Energía y Minería; y Marcela Paula Valdez, ex gerente de Legales del Enargas.

Federico Bernal, Juan José Aranguren y Carlos Casares.

La denuncia

En su denuncia, Bernal argumentó que la Ley de Emergencia Económica, norma sancionada en 2002 que habilitó al Ejecutivo a intervenir sobre los precios del mercado energético, había expirado el 31 de diciembre de 2017, por lo que Aranguren no tenía la potestad para fijar los precios del gas establecidos el 1º de abril de 2018.

Respecto a los funcionarios, Bernal los acusó por haber violado la ley 24.076 al fijar precios del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), en dólares, a través contratos a un tipo de cambio variable en la moneda estadounidense.

Tras examinar el resultado de las medidas ordenadas por el fiscal Guillermo Marijuan, el Juzgado Criminal y Correccional Federal Nº12 de la ciudad de Buenos Aires determinó que “no existen elementos de convicción suficiente como para establecer una plataforma fáctica que permita dirigir una imputación concreta”.

La resolución indicó que “pese a las diversas medidas de prueba dispuestas, surge del derrotero de la causa que no fue posible advertir un contexto ilícito como el descrito por el denunciante”.  

, Mauricio Luna

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Aconcagua Energía duplicó sus reservas y mejoró su calificación crediticia

La empresa Petrolera Aconcagua Energía S.A. (PAESA), del grupo energético Aconcagua Energía, logró una mejora crediticia emitida por la calificadora de riesgo Fix SCR, la afiliada local de Fitch Ratings. La compañía alcanzó la categoría “A+” en el mercado doméstico.

En el informe que realizó la calificadora se destacó el crecimiento sostenido de la empresa, sus inversiones estratégicas y el incremento de su producción, puesto que se duplicaron sus reservas. Además, se subraya la diversificación de activos, mercados y clientes, junto con las acciones proactivas implementadas para medir y reducir la huella de carbono de la empresa.

La compañía presentó un EBITDA de US$ 40 millones en 2023, una producción en barriles equivalentes de 13,200 boe/d y una inversión total de US$ 114 millones durante el año pasado.

En base a estos resultados, Javier Basso, CFO y vicepresidente del Grupo Aconcagua Energía, señaló que “la reciente calificación A + otorgada por Fitch SCR es un claro indicador del sólido desempeño operativo y financiero de la compañía, así como también de nuestra capacidad comprobada para ejecutar inversiones y proyectos futuros con éxito”.

Adquisición de equipos

Según informaron desde la compañía, la adquisición de equipos de perforación A-301 en 2023 y el equipo perforador A-302, mediante un acuerdo con Impulsa Mendoza, permitirá a PAESA mitigar el riesgo de disponibilidad de equipos para la ejecución de sus proyectos de inversión, optimizar costos, y adicionalmente permitirá a la empresa brindar servicios a terceros a través de su subsidiaria Aconcagua Energía Servicios S.A.

Además, que la integración vertical de negocios dentro del Grupo Aconcagua Energía le otorga ventajas significativas al permitirle aprovechar las sinergias generadas por las actividades de las distintas empresas que lo conforman.

Recientemente, Aconcagua Energía Renovable S.A. adquirió el 100% del paquete accionario de Orazul Energy Generating S.A. y Orazul Energy International Southern Cone SRL a Inkia Energy Group. Sobre esto, desde la firma precisaron que “esto permitió consolidar una posición como un grupo energético diversificado, con activos que abarcan desde generación hidráulica, térmica y renovables (fotovoltaica) hasta comercialización de gas y energía”.

En miras a la emisión de Obligaciones Negociables a realizarse el próximo martes 27 de febrero, esta nueva calificación permitirá mejorar e incrementar el vínculo con inversores y actores del mercado crediticio local e internacional, lo que habilitará acceder a nuevas y mejores oportunidades de negocios.

El informe en números

Logros destacados:

Crecimiento operacional 4,4x vs. 2023

Duplicación de reservas 

EBITDA 2023: USD 40 millones – 30% margen EBITDA

Métricas Operativas:

Producción en barriles equivalentes: 13,200 boe/d 

Concesiones: Rio Negro, Neuquén y Mendoza

Explotación Convencional

Inversiones:

Pozos Perforados 2023: 9 pozos nuevos

Work Overs y Reactivaciones 2023: 197 pozos

Inversiones Totales 2023: USD 114 millones

Compromiso Ambiental:

Huella de carbono: 40Kg CO2E/Boe

Enfoque en energías de baja carga en CO2 y renovables

Emisión Obligaciones Negociables:

Monto: de USD 20 millones a USD 40 millones

Moneda de Emisión: Dollar Linker y Hard Dólar

Plazo: 36 y 48 meses

Licitación: 27 de febrero 2024

“El informe emitido por FIX, la afiliada local de Fitch para la región Cono Sur, refleja la excelencia operativa y el crecimiento sostenible de Petrolera Aconcagua Energía S.A”, concluyeron desde la empresa.

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Fundelec: La demanda de electricidad registró en enero una baja i.a. de 3,7 %

.La demanda de la energía eléctrica registró en enero un descenso interanual de 3,7 %, aunque al alcanzar los 13.086,9 GWh a nivel nacional se convirtió en el tercer mes con mayor consumo de toda la historia, reveló el informe periódico de la fundación Fundelec.

Cabe detallar que enero de 2023 continúa siendo el segundo mes de mayor consumo histórico con 13.592,5 GWh, mientras que marzo de 2023 encabeza la lista con un registro de 13.996,3 GWh.

En tanto, las distribuidoras de Capital y GBA registraron una menor demanda de -4,6 % y, en todo el país, disminuyeron en promedio los consumos residenciales, comerciales e industriales, se indicó.

DATOS DE ENERO

En enero de 2024, la demanda neta total del MEM fue de 13.086,9 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2022, había sido de 13.592,5 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -3,7 por ciento. En enero, se anotó además un crecimiento intermensual del 11,3 % respecto de diciembre de 2023, cuando alcanzó los 11.762,6 GWh.

Asimismo, se registró una demanda de potencia máxima de 29.653 MW, el 1 de febrero de 2023 a las 14:18, que superó el récord histórico de 29.105 MW registrado en marzo de 2023.

En cuanto a la demanda residencial de enero, representó el 49 % del total país con una caída de -5,4 % respecto al mismo mes del año pasado. En tanto, la demanda comercial descendió un -0,9 %, siendo un 28 % del consumo total, y la demanda industrial reflejó otro 23 %, con una baja en el mes del orden del -3,3%, aproximadamente.

EL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido diciembre de 2023): 8 meses de baja (abril de 2023, -1 %; mayo -7,8 %; junio, -7,7 %; julio, -1,3 %; agosto, -0,2 %; noviembre, -2,5 %; diciembre, -9,7 %; y enero de 2024, -3,7 %) y 4 meses de suba (febrero de 2023, 12,7 %; marzo, 28,6 %; septiembre, 6,3 %; y octubre de 2023, 2,3 %). En el año móvil (últimos doce meses) se presenta una suba del 0,8 por ciento.

Además, los registros muestran que el consumo de febrero de 2023 llegó a los 11.904,6 GWh; marzo, 13.993,6 GWh; abril, 10.042,9 GWh; mayo, 10.815,3 GWh; junio, 12.069,7 GWh; julio, 12.471,8 GWh; agosto, 11.756,02 GWh; septiembre, 10.962,2 GWh; octubre, 10.453,3 GWh; noviembre, 11.040,7 GWh; diciembre de 2023, 11.762,6 GWh; y, por último, enero de 2024 alcanzó los 13.086,9 GWh.

CONSUMO A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo mensual por provincia, en enero, 17 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Corrientes (-13 %), Entre Ríos (-12 %), Santa Fe (-8 %), Santa Cruz (-7 %), Misiones, Córdoba, EDEN y EDES (-6 %), Santiago del Estero y Tucumán (-4 %), Chaco, Jujuy, EDELAP y La Pampa (-3 %), San Luis (-1 %), entre otros.

Por su parte, 10 provincias y/o empresas presentaron ascensos en la demanda eléctrica : San Juan (13 %), La Rioja y Neuquén (6 %), Chubut y Catamarca (5 %), Salta (4 %), Mendoza (3 %), Formosa (2 %), Río Negro y EDEA (1 %).

En referencia al detalle por regiones y siempre en una comparación interanual, las variaciones fueron las siguientes:
 LITORAL -Entre Ríos y Santa Fe– descendió el consumo: -9,1 %.
 NEA –Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones- presentó un decrecimiento: -7,8 %.
 CENTRO -Córdoba y San Luis- la caída en la demanda fue de -5,3 %.
 METROPOLITANA -Ciudad de Buenos Aires y GBA – tuvo baja en el consumo: -4,6 %.
 BAS –todo el interior de la provincia de Buenos Aires (incluyendo La Plata y sin contar Capital Federal y GBA)- marcó un -3,3 %.
 NOA –Tucumán, Salta, Jujuy, La Rioja, Catamarca y Santiago del Estero- mantuvo la demanda con respecto al mismo mes del año anterior.
 COMAHUE –La Pampa, Río Negro y Neuquén- creció 2,1 % respecto a enero de 2023.
 PATAGONIA –Chubut y Santa Cruz- el consumo subió 2,9 % respecto al año anterior.
 CUYO -San Juan y Mendoza- ascendió el consumo 5,8 por ciento.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron 31 % del consumo del país y totalizaron un descenso conjunto de -4,6 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una caída de -5 %, mientras que en EDESUR la demanda descendió -4,1 %. El resto del país cayó en su consumo -3,6 por ciento.

TEMPERATURAS

Las temperaturas del mes de enero de 2024 fue menores en comparación con enero de 2023. La temperatura media fue de 25.8 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 26.9 °C, y la histórica es de 24.6 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables. En enero, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 3.744 GWh contra 2.635 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación positiva del 30 %. En este sentido, los caudales se encuentran por encima de sus valores históricos para el periodo, por lo que se observa un aumento en las principales cuencas comparado con el mismo mes del año anterior.

Con un despacho térmico menor, el consumo de combustible para generar terminó siendo menor si comparamos mes a mes a nivel del total. En el conjunto de los combustibles alternativos se produjo una baja, mientras que en el caso del gas natural para generar también hubo un consumo menor.

En enero siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 50,23 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron el 26,80 %, las nucleares proveyeron 8,15 %, y las generadoras de fuentes alternativas 14,18 % del total. Por otra parte, la importación de electricidad representó el 0,65 % de la demanda total, señaló Fundelec.

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Naturgy fue premiada por la Cámara de Comercio Argentino Británica

En el marco de la XI edición del Premio BritCham Argentina al Liderazgo en Sostenibilidad 2023, la Cámara de Comercio Argentino Británica premió, en Innovación en Reporte de Sostenibilidad, a Naturgy por su “Informe de Sostenibilidad 2022”. 

Este reconocimiento fue entregado por Kirsty Hayes, embajadora británica en Argentina, y fue recibido por María Verónica Argañaraz, directora de Comunicación y Relaciones Institucionales del Grupo Naturgy en Argentina (Naturgy BAN, Gasnor y Energía San Juan).

Reconocimiento

Desde 2013 BritCham reconoce públicamente a aquellas empresas, pymes, microemprendimientos, ONGs y sector público que con su labor generan un triple impacto (económico, social y ambiental) en pos de un planeta más sostenible. En línea con la definición adoptada por las Naciones Unidas, BritCham entiende el Desarrollo Sostenible como ‘la capacidad creada por el sistema humano para satisfacer las necesidades de las generaciones actuales sin comprometer los recursos y oportunidades para el crecimiento y desarrollo de las generaciones futuras’.

Estas distinciones contaron con el aval de la Embajada Argentina en Reino Unido, la Embajada Británica en Buenos Aires y su Departamento de Comercio Internacional.

Informe de sostenibilidad

Hace 19 años Naturgy elabora su Informe de Sostenibilidad. Desde el primer informe, se creó dentro de la compañía, el “Grupo de Sustentabilidad” encargado de integrar todas las áreas en la gestión de la responsabilidad corporativa y de participar en el análisis y medición de indicadores. Además, este grupo tiene la responsabilidad de acompañar el proceso de auditoría del Informe de Sostenibilidad. En la evaluación de sostenibilidad realizada por S&P Global en 2022, la compañía obtuvo una valoración de 87 puntos sobre 100.

, Redaccion EconoJournal

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VISTA proyecta invertir este año U$S 900 millones en Vaca Muerta

Vista, el segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, informó resultados -EBITDA ajustado de 288 millones de dólares en el cuarto trimestre de 2023-, y ratificó que en 2024 planea invertir 900 millones de dólares para conectar 46 pozos nuevos en Vaca Muerta e impulsar su producción total a 70.000 barriles equivalentes de petróleo por día. En términos de lifting cost, Vista pronostica llegar en 2024 a 4.5 dólares por boe. El EBITDA ajustado (beneficio bruto, antes de impuestos y amortizaciones) se prevé que aumente para fin de año 1.100 millones de dólares, ratificando lo anunciado en septiembre […]

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Neuquén incrementó la producción de gas en enero

Superó los 81 millones de metros cúbicos por día, con un salto interanual de casi el 13 por ciento. Leve disminución en la producción de petróleo. Según datos proporcionados por el ministerio de Energía y Recursos Naturales, la producción de petróleo en la provincia de Neuquén durante enero de 2024 alcanzó los 374.892 barriles por día. Esta cifra refleja una disminución del 1,71% en comparación con el mes anterior, atribuida a un descenso de producción en áreas como La Amarga Chica, Cruz de Lorena, Bandurria Sur y Lindero Atravesado. Sin embargo, en comparación con el mismo mes de 2023, la […]

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En enero se concretó el mayor recorte real del gasto público de los últimos 30 años

El gasto primario se redujo 39,4% interanual real en el primer mes de 2024 y el sector que más aportó a esta baja fue el de jubilados y pensionados. El gobierno concretó en enero el mayor recorte real interanual del gasto público de los últimos 30 años, como resultado principalmente del ahorro en jubilaciones y pensiones y de los subsidios a la energía, según el Instituto Argentino de Análisis Fiscal (IARAF). Los sectores que aportaron a la reducción del gasto primario, que tuvieron la mayor caída real, fueron transferencias de capital a provincias (- 98,3%), subsidios a otras funciones (-92,2%), […]

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Naturgy fue premiada por la Cámara de Comercio Argentino Británica

En el marco de la XI edición del Premio BritCham Argentina al Liderazgo en Sostenibilidad 2023, la Cámara de Comercio Argentino Británica premió, en Innovación en Reporte de Sostenibilidad, a Naturgy por su “Informe de Sostenibilidad 2022”. Dicho reconocimiento fue entregado por Kirsty Hayes, Embajadora británica en Argentina, y fue recibido por María Verónica Argañaraz, directora de Comunicación y Relaciones Institucionales del Grupo Naturgy en Argentina (Naturgy BAN, Gasnor y Energía San Juan).

Desde 2013 BritCham reconoce públicamente a aquellas empresas, pymes, microemprendimientos, ONGs y sector público que con su labor generan un triple impacto (económico, social y ambiental) en pos de un planeta más sostenible. En línea con la definición adoptada por las Naciones Unidas, BritCham entiende el Desarrollo Sostenible como ‘la capacidad creada por el sistema humano para satisfacer las necesidades de las generaciones actuales sin comprometer los recursos y oportunidades para el crecimiento y desarrollo de las generaciones futuras’.

Estas distinciones contaron con el aval de la Embajada Argentina en Reino Unido, la Embajada Británica en Buenos Aires y su Departamento de Comercio Internacional.

Hace 19 años Naturgy elabora su Informe de Sostenibilidad. Desde el primer informe, se creó dentro de la compañía, el “Grupo de Sustentabilidad” encargado de integrar todas las áreas en la gestión de la responsabilidad corporativa y de participar en el análisis y medición de indicadores. Además, este grupo tiene la responsabilidad de acompañar el proceso de auditoría del Informe de Sostenibilidad. En la evaluación de sostenibilidad realizada por S&P Global en 2022, la compañía obtuvo una valoración de 87 puntos sobre 100.

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Paolo Rocca y Marcelo Mindlin quieren la única obra pública que no se corta y compiten con el jefe de Lionel Messi

Con sus constructoras Techint y SACDE, los empresarios ya se adjudicaron una parte de la reversión del Gasoducto Norte y van por más. Competirán contra los hermanos Mas, dueños del Inter Miami. La obra es estratégica para evitar problemas con el abastecimiento de energía en el Norte del país. Los empresarios Paolo Rocca y Marcelo y Damián Mindlin aspiran a quedarse con la única gran obra pública que no se cortará este año: la reversión del Gasoducto Norte, que tendrá un costo para el Estado nacional cercano a los 800 millones de dólares. Rocca y su equipo convencieron al presidente […]

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La historia de las áreas petroleras que YPF descarta y buscan reactivar en Mendoza

YPF anunció que no tiene interés en invertir en áreas no rentables y acuerdan con Mendoza para que las operen empresas más chicas. No habrá reversión, sino «asociación o venta». Las condiciones. La relación entre la petrolera YPF y el Estado mendocino ha recorrido un camino sinuoso y condicionado por la relación de dependencia que tiene Mendoza de esa empresa. Ahora hay una confluencia forzosa: la petrolera estatal blanqueó la intención de desinvertir en áreas que no son rentables y el Gobierno transita el mismo camino para que haya otros operadores que se hagan cargo de al menos 14 áreas […]

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Río Negro impulsa la minería sustentable para generar trabajo e ingresos

El gobierno de la provincia promueve la minería sustentable como motor de desarrollo económico y generador de empleo en la Región Sur. Conscientes de la importancia de esta actividad para la diversificación de la matriz productiva y la generación de ingresos, el secretario de Minería Joaquín Aberastain Oro y la titular de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, María Judith Jiménez, se reunieron en Jacobacci con el nuevo directorio del Ente de Desarrollo de la Región Sur para hacer un repaso de la agenda y proyectos para la región. Según se hizo saber, durante el encuentro se abordaron las […]

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Nombran al nuevo subsecretario de Energía

A través del Decreto 174/2024, publicado el 22 del corriente en el Boletín Oficial, se oficializó el nombramiento del ingeniero electromecánico Luis Francisco de Ridder como subsecretario de Hidrocarburos de la Nación.

Con una vasta experiencia en logística petrolera, De Ridder es egresado de la UBA y cuenta con un historial de 30 años en Tecpetrol. Su trayectoria en la empresa comenzó en 1991, desempeñándose como responsable de Logística y Administración de venta de petróleo, y culminando como gerente en agosto de 2020.

Dentro de las responsabilidades de la subsecretaría, bajo la dirección de Eduardo Rodríguez Chirillo, se incluye la asistencia en el diseño, ejecución, seguimiento y control de la política nacional de hidrocarburos y otros combustibles, en todas sus fases, desde la exploración hasta la distribución, coordinando con otras áreas pertinentes.

Además, se le encomienda la implementación de programas y la propuesta de normativas relacionadas con las especificaciones de combustibles y biocombustibles, así como la refinación y comercialización de petróleo crudo y sus derivados, llevando a cabo la caracterización técnica necesaria.

Asimismo, se le asigna la tarea de registrar y supervisar a las empresas elaboradoras y comercializadoras de combustibles líquidos, y de administrar los sistemas de información relacionados con las actividades de refinación y comercialización de hidrocarburos.

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Petroleras: Acciones de Vista Energy alcanzaron cifra récord

El ex-YPF Miguel Galuccio encargado de la compañía presentó los resultados del último trimestre de 2023, mostrando una fuerte suba en las ganancias. La petrolera Vista Energy, encabezada por el exdirector general de YPF, Miguel Galuccio, logró este martes que sus acciones en Wall Street alcanzaran su valor más alto desde 2019, cuando comenzó a cotizar. El ADR alcanzó US$ 35,14 antes de cerrar en US$ 34,88, lo que representó un incremento intradiario de 3,78%. La empresa de gasolina Vista, que está enfocada en producir hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta, Neuquén, presentó este martes el balance del último trimestre. […]

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Diplomatura en Asistente de Perforación en la Búsqueda de Recursos

Se trata de una nueva oferta de formación profesional que dictará la UNS en 2024. Dura un año, es totalmente gratuita y las clases son nocturnas. La inscripción cierra el 23 de febrero. El Departamento de Geología de la UNS, a través de la Escuela de Educación Profesional, tiene abierta la inscripción para una diplomatura en “Asistente de Perforación en la Búsqueda de Recursos”. Se trata de una propuesta de un año de duración, con clases en horario nocturno organizadas en 16 módulos, que busca capacitar en las técnicas elementales de perforación usadas en minería, petróleo y agua e impartir […]

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Rio Negro: Sierra Colorada ya tiene gas natural

Hacia el final de la semana los 733 hogares de Sierra Colorada contarán con el servicio, de acuerdo al plan de trabajo de Camuzzi y el Ministerio de Obras y Servicios Públicos de Río Negro. La vivienda de Manuela Pérex y Rubén Uriz es uno de los primeros hogares reconvertidos al gas natural en la localidad. La llegada del servicio, esperado hace mucho tiempo, mejorará la calidad de vida de las familias, además de potenciar el desarrollo local. Al respecto el Ministro de Obras y Servicios Públicos, Alejandro Echarren, destacó que «es el cierre definitivo de un obra enorme como […]

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El país que inaugura la mayor planta de hidrógeno verde del mundo

Inversión millonaria de Mitsubishi Corporation impulsa la producción de hidrógeno verde. La planta supera 30 veces la capacidad de la líder actual. Países Bajos está a punto de marcar un hito en la carrera hacia la descarbonización energética al albergar lo que se espera sea la mayor planta de hidrógeno verde del mundo. Con una inversión proyectada de 700 millones de dólares por parte de Mitsubishi Corporation, esta instalación promete revolucionar el panorama energético global. La planta, conocida como Eneco Electrolyzer, tendrá una capacidad para producir hasta 80,000 toneladas anuales de hidrógeno verde mediante la electrólisis del agua. Esta energía […]

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Oldelval ya soldó el 60% del ducto del Proyecto Duplicar y ampliará su capacidad de transporte en 80.000 barriles diarios en noviembre

El Proyecto Duplicar ya cuenta con el 60% del ducto soldado, lo que representa más de 270 kilómetros lineales y un ritmo de producción de 60 kilómetros de ducto por mes, según precisaron desde Oldelval. El objetivo del proyecto es aumentar de forma permanente la capacidad de transporte hacia el Atlántico para acompañar el crecimiento de producción de la Cuenca Neuquina y del país, lo que les permitirá a las compañías productoras obtener previsión para sus inversiones.

En esa línea, desde la compañía adelantaron que en noviembre se habilitará otra ampliación en la capacidad de transporte de aproximadamente 80.000 barriles/día (14.000 m3/d). El último hito de este tipo tuvo lugar en octubre de 2023 y sumó 20.000 barriles diarios transportados hacia el Atlántico.

Proyecto Duplicar

El ducto llevará de 36.000 metros cúbicos por día (m3/día) de crudo a 86.000 m3/día, es decir, 50.000 m3/día barriles de petróleo adicionales por día. Es por esto que la inversión asciende a 1.200 millones de dólares, según informaron desde la compañía.

A su vez, se estima que las exportaciones anuales alcanzarán entre 8.000 y 9.000 millones de dólares, dependiendo del precio internacional del crudo, proporcionando un impulso vital para la economía nacional.

Desde Oldelval aseguraron que “el proyecto representa un paso importantísimo para asegurar el crecimiento y desarrollo sostenible de la Cuenca Neuquina y de Vaca Muerta, para fomentar la economía local y potenciar las exportaciones en beneficio de la industria y del país, fortaleciendo la posición de la Argentina como jugador clave en el mercado global de energía”.

Avances

El plan incluye la ampliación de 525 kilómetros de ducto; el tendido de 455 kilómetros de ducto de 24” en diferentes tramos del oleoducto entre la Estación de Bombeo Allen y Puerto Rosales en la provincia de Buenos Aires. También, el cambio de traza de 70 kilómetros de 30” en la Zona de Bahía Blanca; y la repotenciación de cuatro estaciones de bombeo.

Desde la firma aseguraron que la iniciativa “avanza a buen ritmo en los diferentes frentes de la obra, manteniendo así el plazo de finalización establecido al inicio del plan”. El avance se refleja en 15 frentes de trabajo a lo largo de la traza, abocados a la construcción de los ductos, a la repotenciación de las estaciones de bombeo, unidades de medición y a la construcción de tanques de almacenaje.

El proyecto cuenta con un estimado de ocho millones de horas hombre necesarias para completar la construcción. Más de 1.800 colaboradores trabajan en el proyecto en forma directa, mientras que otras 3.000 personas lo hacen de forma indirecta, lo que representa un impacto económico significativo en las comunidades locales.

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Producción

En la actualidad, la producción de crudo en la Cuenca Neuquina se encuentra en unos 430.000 bbl/día y se estima que se incrementará a 700.000 bbl/día para 2025. Por esa razón, Oldelval se encuentra evaluando proyectos de expansión que permitan acompañar el crecimiento de la producción de Vaca Muerta.

Con los proyectos que actualmente la compañía tiene en marcha, sumados al proyecto de Vaca Muerta Norte -en plena construcción por YPF-, la capacidad de evacuación de crudo de la Cuenca superará los 700.000 bbl/día que se proyectan para el 2025. El año que viene la Cuenca contará con una capacidad de transporte hacia la zona del Atlántico de 540.000 bbl/día y de 160.000 bbl/día hacia la zona del Pacífico.

Además, en el Proyecto Duplicar ya se pueden realizar inversiones. En los próximos meses se lanzará una nueva licitación de capacidad de transporte adicional desde Puesto Hernández hacia el Atlántico.

Duplicar en números

1.200 millones de dólares es la inversión de Oldelval para Duplicar.

50.000 m3/d adicionales por día aportará el proyecto.

310.000 barriles/día podrán ser exportados

525 km de ducto serán ampliados

8 millones de horas hombre demandará su construcción

1800 personas trabajando en el proyecto en forma directa

3000 personas trabajando de forma indirecta.

60% del ducto ya está soldado

60 km/mes es el ritmo de avance de la obra

60% de los cruces especiales ya fueron ejecutados

160 empresas trabajan a lo largo del proyecto

, Redaccion EconoJournal

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YPF lanzará oficialmente en marzo un proceso destinado a buscar nuevos operadores para 60 áreas convencionales

El departamento de Estrategia de YPF, a cargo de Maximiliano Westen, está terminando de definir la letra chica de un proceso destinado a buscar nuevos operadores para unas 60 áreas convencionales que verá la luz oficialmente en marzo. La intención de la compañía es vender algunos de esos activos, sumar inversores en otros e incluso revertir algunos a las provincias donde están emplazados. La mayoría se encuentran ubicados en Santa Cruz, Chubut, Mendoza y Neuquén.

El listado incluirá todas las áreas de Chubut menos Manantiales Behr, la mayoría de las las áreas concesionadas a YPF de Santa Cruz; las áreas convencionales ubicadas en el norte de Mendoza y algunos activos históricos de Neuquén, como Chihuido de la Sierra Negra. En total sumarán unas 60 áreas, según comentarios a EconoJournal fuentes cercanas a la empresa.

La compañía había evaluado inicialmente avanzar por etapas, pero finalmente se decidió publicar un único Data Room con todos los datos productivos y económicos de los activos que YPF busca ceder a petroleras independientes especializadas en el desarrollo de campos maduros.

El Data Room incluirá todos los datos históricos de producción, rendimiento, cantidad de equipos, etc. Toda la historia clínica de las áreas más un análisis económico que está a disposición de los inversores. La intención de la compañía conducida por Horacio Marín es cerrar este proceso en un plazo de cuatro a cinco meses.   

Como parte de ese proceso, el área de Estrategia de YPF está definiendo la valuación correcta de cada uno de esos activos, intentando precisar cuál es la mejor opción en cada uno de los casos. Es clave también coordinar la forma de salida porque, incluso en los casos en que se avance con una venta o reversión del área, YPF quiere asegurarse el acceso a la producción de petróleo de cada uno de esos bloques.

Movilización en Chubut

El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Chubut, conducido por Jorge “Loma” Ávila, realizará este viernes una jornada de paro y movilización en Comodoro Rivadavia en rechazo a la reducción de las inversiones que las principales petroleras anunciaron para este año en la provincia.

El conflicto se profundizó a comienzos de este mes cuando YPF anticipó su decisión de invertir en la provincia unos US$ 250 millones en 2024, un 20% menos que el año pasado (US$ 320 millones). También preocupó la decisión de Tecpetrol de invertir solo US$ 15 millones, en el tordillo, un área que opera desde hace años e ingresó en una marcada etapa de declinación por razones geológicas. 

Ávila vincula el anuncio de reducción de inversiones que realizó YPF con su decisión de desprenderse de una serie de activos en la provincia para concentrarse en Vaca Muerta.  

, Redaccion EconoJournal

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Designaron a Luis De Ridder transitoriamente como subsecretario de Hidrocarburos hasta que Caputo apruebe la nueva estructura de Energía

Para no demorar más con la designación de un cargo estratégico dentro de la Secretaría de Energía, el titular del área, Eduardo Rodríguez Chirillo optó por designar a Luis De Ridder como subsecretario de Hidrocarburos, según se publicó este jueves en el Boletín Oficial. La intención del secretario, como adelantó en diciembre EconoJournal, apunta a dividir en dos la Subsecretaría de Hidrocarburos para crear un área de Combustibles Líquidos y otra de Gas Natural, pero, como la definición de la nueva estructura está demorada, se avanzó de modo transitorio con la designación.

Rodríguez Chirillo necesita que el ministro de Economía, Luis Caputo, autorice la creación de una nueva estructura de la cartera energética para crear esas dos flamantes posiciones.  La publicación del nuevo organigrama del Ministerio de Economía está demorada por distintos factores -la absorción de la cartera de Infraestructura, la dificultad que tiene el propio Caputo para completar la nómina de funcionarios en Economía y, también, las prioridades que tiene el gobierno-, entonces se optó por nombrar a De Ridder como subsecretario de Hidrocarburos dándole toda la competencia, tanto en petróleo como en gas natural, y postergar la designación como subsecretario de Gas Natural de Fernando Solanet, actual gerente de perforación de President Energy, una petrolera independiente de origen británico.

La designación salió con la vieja estructura para no demorar. Se designa primero y después cambia la estructura por la nueva y designan el otro subsecretario que falta”, indicaron a EconoJournal fuentes cercanas a la Secretaría de Energía.

El nombramiento de De Ridder es clave para motorizar la gestión de temas centrales del área de Hidrocarburos como, por ejemplo, la validación de los nuevos certificados del Plan Gas, que todos los meses computan la producción que cada petrolera inyectó al sistema de fluido. Es un procedimiento nodal para que las empresas puedan exigir el pago de las bonificaciones que prevé el programa que rige la comercialización de la mayor parte del gas en la Argentina. La demora en el Plan Gas es un motivo de preocupación de las petroleras, por lo cual, se espera que la designación de De Ridder contribuya a dinamizar este tema.

Quién es Luis De Ridder

De Ridder es un ex directivo del grupo Techint. Durante años se desempeñó como gerente de Petróleo de Tecpetrol, aunque desde hace tiempo estaba fuera de la industria avocado a proyectos personales en el sector agropecuario.

Aunque no estaba designado formalmente, Luis De Ridder venía trabajando en el área desde que asumió Rodríguez Chirillo en la Secretaría de Energía. Tiene buena interlocución con el sector privado.

, Roberto Bellato

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Wintershall Dea con beneficio neto de €513 millones

Wintershall Dea ha publicado hoy sus resultados del ejercicio completo 2023, con un EBITDAX de 4.200 millones de euros y un beneficio neto ajustado de 513 millones de euros. El CEO, Mario Mehren, ha señalado que “en un año difícil para Wintershall Dea, nuestro equipo ha logrado un rendimiento operativo y unos resultados financieros sólidos a pesar de los contratiempos macroeconómicos”. La empresa produjo 323.000 barriles equivalentes de petróleo (boe) al día en 2023.  

Acuerdo

El 2023 comenzó con la decisión de la compañía de salir de Rusia y terminó con un anuncio que supone un cambio importante para toda la empresa. En diciembre de 2023, los accionistas de Wintershall Dea, BASF y LetterOne, firmaron un acuerdo de combinación de negocios con Harbour Energy. 

El acuerdo consiste en la transferencia a Harbour Energy del negocio de E&P de Wintershall Dea, formado por sus activos de producción y desarrollo y sus derechos de exploración en Noruega, Argentina, Alemania, México, Argelia, Libia (excluida Wintershall AG), Egipto y Dinamarca (excluida Ravn), así como las licencias de almacenamiento de carbono de Wintershall Dea. 

La casa matriz de Wintershall Dea, y el equipo de las oficinas centrales, no forman parte de la transacción. Esto requerirá una nueva reestructuración y, en última instancia, el cierre de las dependencias de la casa matriz de Kassel y Hamburgo, que actualmente cuentan con unos 850 empleados. Harbour Energy tiene la intención de incorporar a algunos empleados de la actual casa matriz en la empresa combinada. Los detalles serán acordados en el marco de la revisión actualmente en curso.

Mehren declaró que “hasta el cierre, Wintershall Dea seguirá trabajando como compañía independiente, produciendo energía y avanzando en la gestión del carbono y los proyectos de hidrógeno. De forma segura y eficiente”.

Hitos

A pesar de un año difícil, Mehren afirmó que ¨Wintershall Dea logró hitos relevantes para nuestro negocio de E&P y las actividades de gestión del carbono e hidrógeno¨. 

En Noruega, la compañía reanudó la plena producción en el yacimiento de Dvalin a finales de 2023, proporcionando nuevos e importantes volúmenes de gas para Europa. También obtuvo la aprobación para seguir desarrollando los yacimientos Dvalin Norte y Maria Fase 2, así como 13 nuevas licencias de exploración en la última ronda de concesión de licencias.  

En México, Wintershall Dea cerró la adquisición de una participación del 37% en el yacimiento en producción Hokchi, e hizo un importante descubrimiento de petróleo en el prospecto de exploración Kan, con estimaciones preliminares de volumen de 200 a 300 millones de boe. Junto con sus socios, la compañía obtuvo la aprobación del modelo de desarrollo del yacimiento de Zama, uno de los mayores descubrimientos de petróleo en aguas poco profundas de los últimos 20 años.  

En Argentina, el desarrollo del proyecto Fénix ha continuado a buen ritmo. La plataforma de producción del proyecto se ha instalado con éxito en febrero de 2024. El proyecto producirá hasta 10 millones de metros cúbicos de gas natural al día para Argentina una vez esté operativo, estando previsto su primer gas en el cuarto trimestre de 2024.  

En la región de Oriente Medio y Norte de África (MENA), Wintershall Dea produjo el primer gas en su proyecto operado de Damanhour Este, en Egipto, y tomó la decisión final de inversión para el desarrollo de Raven Oeste (Delta del Nilo Occidental), con inicio de producción previsto para el segundo trimestre de 2025. En Argelia, la empresa completó la adquisición de una mayor participación en Reggane Nord. 

Solidez

La compañía también realizó grandes avances en sus actividades de captura y almacenamiento de carbono (CAC). 

Wintershall Dea y sus socios lograron la primera inyección de CO2 en el proyecto CAC de Greensand, en Dinamarca, en 2023. Mehren afirmó que ¨este fue un momento realmente importante para la CAC en Europa. Llevar la CAC internacional del proyecto piloto a la realidad es esencial para descarbonizar la industria europea y alcanzar los objetivos de cero emisiones netas.¨

La empresa terminó el año con una cartera de cinco licencias de almacenamiento de CO2 en Noruega, Dinamarca y el Reino Unido, con una capacidad anual combinada de almacenamiento de 17,4 millones de toneladas de CO2 (correspondiente a Wintershall Dea). Esto equivale a alrededor del 12% de las emisiones totales de la industria alemana.

Mehren declaró: ¨Wintershall Dea ha construido en pocos años una de las carteras de CAC más sólidas de Europa¨.

¨Doy las gracias a nuestro equipo por lo que ha conseguido en el transcurso del último año, en unas circunstancias que ni ellos mismos habrían elegido. El trabajo duro y el compromiso de nuestros equipos garantizan que nuestros proyectos y unidades de negocio están preparados de la mejor manera posible para el futuro”¨ dijo Mehren.

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La petrolera Vista anuncia inversiones por US$ 900 millones para 2024 en Vaca Muerta

Vista, el segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, dio a conocer hoy que en 2024 planea invertir US$ 900 millones para conectar 46 pozos nuevos en Vaca Muerta e impulsar su producción total a 70.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe).

Al anunciar sus resultados del último trimestre de 2023, la compañía precisó que en términos de lifting cost, Vista pronostica llegar en 2024 a 4,5 dólares por boe, en tanto que el Ebitda ajustado se prevé que aumente para fin de año US$ 1.100 millones, ratificando lo anunciado en septiembre 2023 durante su investor day.

“Estamos bien encaminados para duplicar nuestra producción a 100 mil barriles equivalentes de petróleo por día para 2026. Nuestros objetivos para 2024 son el primer paso en esta dirección, con un crecimiento de la producción del 35% y un crecimiento del Ebitda ajustado del 23%”, afirmó Miguel Galuccio, presidente y CEO, quien encabezó la presentación de resultados.

Durante el cuarto trimestre de 2023 Vista enfocó su campaña de perforación y complementación en el bloque Bajada del Palo Oeste.

Esto condujo a una producción total de 56,4 mil barriles equivalentes de petróleo por día, un crecimiento de 14% comparado contra el trimestre anterior.

El lifting cost de la compañía mantiene su tendencia a la baja y se ubicó en 4,3 dólares por barril equivalente de petróleo durante el trimestre.

Uno de los principales hitos del año para Vista fue la transferencia de sus activos convencionales, lo que le permitió convertirse en una compañía íntegramente enfocada en el desarrollo de Vaca Muerta.

Vista incrementó un 27% sus reservas probadas de petróleo y gas, totalizando 318,5 millones de barriles de petróleo equivalente al 31 de diciembre de 2023, reflejaron un aumento interanual del 27%.

El inventario de pozos de la compañía aumentó un 28% año contra año, alcanzando los 1.150 pozos.

La producción total fue de 51,1 mil barriles de petróleo equivalente por día, un 5% incremental año contra año. El lifting cost fue de 5.1 dólares por boe, lo que representó una disminución del 33%.

La acción de Vista aumentó más de un 115% entre el 31 de diciembre de 2022 y febrero de 2024.

La compañía también informó que “continúa mostrando progresos en sus métricas de sustentabilidad”, en particular con respecto a su plan para descarbonizar sus operaciones y reducir su huella ambiental. Esto llevó a que las emisiones de efecto invernadero de la compañía se redujeran un 13% año contra año.

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La petrolera Vista anuncia inversiones por US$ 900 millones para 2024 en Vaca Muerta

Vista, el segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, dio a conocer hoy que en 2024 planea invertir US$ 900 millones para conectar 46 pozos nuevos en Vaca Muerta e impulsar su producción total a 70.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe).

Al anunciar sus resultados del último trimestre de 2023, la compañía precisó que en términos de lifting cost, Vista pronostica llegar en 2024 a 4,5 dólares por boe, en tanto que el Ebitda ajustado se prevé que aumente para fin de año US$ 1.100 millones, ratificando lo anunciado en septiembre 2023 durante su investor day.

“Estamos bien encaminados para duplicar nuestra producción a 100 mil barriles equivalentes de petróleo por día para 2026. Nuestros objetivos para 2024 son el primer paso en esta dirección, con un crecimiento de la producción del 35% y un crecimiento del Ebitda ajustado del 23%”, afirmó Miguel Galuccio, presidente y CEO, quien encabezó la presentación de resultados.

Durante el cuarto trimestre de 2023 Vista enfocó su campaña de perforación y complementación en el bloque Bajada del Palo Oeste.

Esto condujo a una producción total de 56,4 mil barriles equivalentes de petróleo por día, un crecimiento de 14% comparado contra el trimestre anterior.

El lifting cost de la compañía mantiene su tendencia a la baja y se ubicó en 4,3 dólares por barril equivalente de petróleo durante el trimestre.

Uno de los principales hitos del año para Vista fue la transferencia de sus activos convencionales, lo que le permitió convertirse en una compañía íntegramente enfocada en el desarrollo de Vaca Muerta.

Vista incrementó un 27% sus reservas probadas de petróleo y gas, totalizando 318,5 millones de barriles de petróleo equivalente al 31 de diciembre de 2023, reflejaron un aumento interanual del 27%.

El inventario de pozos de la compañía aumentó un 28% año contra año, alcanzando los 1.150 pozos.

La producción total fue de 51,1 mil barriles de petróleo equivalente por día, un 5% incremental año contra año. El lifting cost fue de 5.1 dólares por boe, lo que representó una disminución del 33%.

La acción de Vista aumentó más de un 115% entre el 31 de diciembre de 2022 y febrero de 2024.

La compañía también informó que “continúa mostrando progresos en sus métricas de sustentabilidad”, en particular con respecto a su plan para descarbonizar sus operaciones y reducir su huella ambiental. Esto llevó a que las emisiones de efecto invernadero de la compañía se redujeran un 13% año contra año.

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El Gobierno presenta las argumentaciones para apelar el fallo contra YPF

El Gobierno presentará el jueves ante los tribunales de Nueva York los documentos de apelación del fallo de la jueza Loretta Preska que obliga al país a pagar una indemnización de US$ 16.000 millones a Burford Capital y Eton Park por la nacionalización de la petrolera YPF en 2012.

El 11 de octubre último, Argentina notificó a la justicia neoyorquina su decisión de apelar el fallo en primera instancia emitido en septiembre por Preska que obliga al país a abonar un resarcimiento de US$ 16.000 millones por la forma en que se nacionalizó la petrolera al comprar el 51% de las acciones de Repsol sin realizar a los demás accionistas una Oferta Pública de Adquisición, tal como figuraba en el estatuto definido en 1993 durante la privatización impulsada en la presidencia de Carlos Menem.

Burford Capital había adquirido los derechos de litigio al accionista minoritario de YPF Petersen por el 61% de sus tenencias. Petersen Energía, de la familia Eskenazi, había comprado el 25,4% de YPF a Repsol entre 2008 y 2011.

La posición argentina sostuvo que la compra de acciones del Grupo Petersen a Repsol fue irregular y que la jurisdicción en donde se debía resolver el conflicto es la Argentina.

El argumento de Argentina –que se mantuvo durante las gestiones de Cristina Fernández de Kirchner, Mauricio Macri y Alberto Fernández- fue que la compra de acciones del Grupo Petersen a Repsol fue irregular y que la jurisdicción en donde se debía resolver el conflicto es la Argentina, pues es allí donde se radica YPF.

En diciembre, con el cambio de gobierno, la Procuraduría del Tesoro de la Nación solicitó posponer la fecha para presentar los documentos de apelación del juicio, originalmente prevista para el 30 de enero.

“La nueva administración argentina necesita ponerse al día sobre las cuestiones del recurso, comentar el escrito de apertura e instar a los abogados. Debido a la necesidad de esta prórroga, la República no puede cumplir la condición de este Tribunal (de presentar los documentos para apelar) antes del 30 de enero de 2024”, señala el escrito enviado por el Gobierno.

El pedido fue aceptado el 11 de enero último y el tiempo para presentar los documentos fue extendido hasta el jueves.

Fundamentos

“Mañana Argentina va a presentar oficialmente sus primeros argumentos ante la Corte de Apelaciones de Nueva York y por primera vez vamos a ver la estrategia legal del presidente (Javier) Milei”, señaló el director regional de la consultora Latam Advisors, Sebastián Maril, a CNN Radio.

Maril señaló que la nueva administración “mantuvo los estudios de abogados que representa al Estado en Nueva York”, y estimó que la posición argentina mostrará “cierta aceptación de que perdió el caso” pero que “seguirá peleando por el monto” de la sentencia.

Se estima que habrá un fallo de la Corte de Apelaciones entre septiembre y diciembre próximos.

“Se van a apelar todos los fallos de Preska. Eso no lo dudo que Argentina lo vaya a hacer. Pero van a poner mucho énfasis en pelear los US$ 16.000 millones que la jueza puso como multa por haber expropiado incorrectamente YPF. El país va a intentar reducir ese monto”, explicó.

El analista, quien sigue el caso, señaló que el 25 de marzo próximo los demandantes quienes rechazaron en octubre que YPF sea excluida del caso, incluyendo únicamente al gobierno argentino, ahora presentarán los argumentos de apelación,

“Luego va a haber una audiencia en el verano del hemisferio norte y estimo que habrá un fallo de la Corte de Apelaciones entre septiembre y diciembre”, indicó Maril.

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JA Solar presentó los Módulos Deep Blue 4.0 Pro disponibles en Latinoamérica

JA Solar amplia el abanico de productos disponibles para la región y, en el marco de un webinar junto a Energía Estratégica, presentó su oferta que incluye módulos con potencias que van desde los 440 W hasta los 635 W, con variaciones en el número de celdas que los componen.

Entre aquellos que tienen mayor disponibilidad para Latinoamérica, referentes de la compañía destacaron cinco modelos de paneles: dos tipos de módulos convencionales y tres tipos de módulos de alta eficiencia y potencia.

Los primeros de ellos son los modelos de 440 W y 585 W de tecnología p-type con 54 celdas que, aunque pueden ser menos comunes en la región, ofrecen una capacidad de generación comparable a los paneles de 72 celdas, con la ventaja adicional de ser más ligero y fácil de manejar, lo que los vuelve ideales para aplicaciones de generación distribuida.

En cuanto a los modelos de tecnología n-type, si bien son más grandes y pesados que sus contrapartes p-type, ofrecen ventajas significativas en términos de durabilidad y rendimiento a largo plazo, ya que la inclusión de dos hojas de vidrio en su diseño ayuda a prevenir la degradación acelerada, lo que se traduce en una mayor vida útil y una menor pérdida de rendimiento con el tiempo. En esta línea, están disponibles para la región los módulos de 600 MW, 615 W y 635 W.

Un aspecto adicional abordado por Guillermo Rubiano, especialista de soporte técnico para Latinoamérica de JA Solar, es que se trabaja con una nueva generación de wafers u obleas de 182mm * 199mm, manteniéndose el ancho en todos los modelos de los módulos en 1134 mm y, dependiendo de la capacidad de potencia buscada para el módulo, varía su largo y se obtiene mayor peso y mayor tamaño.

La selección de estos modelos ha sido cuidadosamente considerada para asegurar que satisfagan las necesidades del mercado latinoamericano. Sin embargo, su disponibilidad varía en ciertos modelos, especialmente aquellos de tecnología p-type.

«En este semestre quiero que tengamos en consideración que aunque los precios están bajos, las capacidades de todo lo que es p-type es limitada porque se ha vendido bastante bien», sostuvo Victoria Sandoval, gerente de ventas para Latinoamérica de JA Solar.

Dicho eso, agregó: «invito a que si tienen la oportunidad de actualizarse en tecnología, vayan haciendo la transición ya de p-type a n-type».

Competitividad, eficiencia y versatilidad 

Conforme la innovación tecnológica en energía solar fotovoltaica ha ido creciendo y la industria se ha ido profesionalizando, aquellas empresas abocadas al segmento de generación distribuida han ido adoptando ciertos conceptos y algunas formas de trabajar del segmento de gran escala, tales como hacer simulaciones, como no vender capacidad total sino vender la energía a entregar, y adoptar algunos conceptos como el costo nivelado de la energía (LCOE) para medir la competitividad de nuevas instalaciones.

«Cuando uno llega a ese punto de vender energía, lo que necesita es comprar un módulo que haga más con menos, que tenga un mayor tiempo de garantía, que la confiabilidad del módulo sean mucho más alta para que durante la vida útil que tiene por garantía y entregue lo que tiene que entregar; esto se calcula no sólo tomando en consideración las garantías y la generación sino también tomando en consideración el costo del panel y el precio por watt, y es muy simple darnos cuenta que si casi la mitad del costo de mi proyecto es módulo, es muy importante el costo y el rendimiento del módulo, entonces se aplica -muy someramente explicado- el concepto costo nivelado de la energía», señaló Victoria Sandoval, gerente de ventas para Latinoamérica de JA Solar.

Al respecto, JA Solar cuenta con una matriz para calcular costo nivelado, que puede resultar compleja a la hora de tener en consideración la simulación en sitio para adecuar el cálculo a cada instalación, y está disponible para clientes interesados en medir la competitividad que se podría lograr con sus módulos.

Los módulos Deep Plus 4.0 Pro n-type cumplen la premisa de generar más por su mayor eficiencia pero además resaltan por el tiempo de garantía y menor degradación respecto a los p-type, de manera que en la proyección financiera del proyecto se recupera la inversión más rápido y entrega mucha más energía más tiempo.

Para todos los interesados en adquirir productos de JA Solar, desde la empresa precisaron que ofrecen opciones tanto de venta directa como a través de distribuidores autorizados, adaptándose a las necesidades y estrategias comerciales específicas de cada país. Además, la empresa proporciona soporte técnico y asesoramiento a través de responsables regionales designados para garantizar una experiencia sin problemas para sus clientes en toda Latinoamérica.

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Sunova Solar y Thornova Solar se mantienen en la lista de fabricantes de módulos fotovoltaicos Tier 1 de Bloomberg

Sunova Solar/Thornova Solar se enorgullece de informar a sus clientes, socios y a aquellos que quieran serlo en el futuro, que seguimos figurando como productores Tier 1 en el informe de primer trimestre de 2024 de Bloomberg New Energy Finance (BNEF), publicado este lunes.

William Sheng, CEO de Sunova Solar, comenta: «Convertirnos en empresa Tier 1 en el tercer trimestre de 2023 fue nuestro primer gran logro. Mantener el nivel Tier 1 bajo los nuevos y más estrictos requerimientos, al tener que proporcionar proyectos de 5 MW o más, demuestra que los clientes y las instituciones financieras realmente confían en Sunova Solar y Thornova Solar. Nuestros socios y sus bancos están convencidos de la calidad de nuestros módulos y de la estabilidad financiera de la empresa. Estamos orgullosos de ser reconocidos como una empresa que produce una de las tecnologías solares de mejor calidad y más fiables del mercado».

Mike Song, presidente de Sunova Solar y Thornova Solar, afirma: «Con 5.5 GW de capacidad operativa de producción de módulos y otros 4.5 GW en construcción, estamos preparados para la demanda de parques solares a gran escala”. El presidente añade que «esto se ve reforzado por la fábrica de celdas solares que inauguramos a principios de enero de 2024. Situada en Yibin, en la provincia de Sichuan, tiene 9 GW de capacidad y permite controlar directamente la calidad de las celdas solares y las cadenas de suministro relacionadas».

Sheng concluye: «Nuestro enfoque centrado en el cliente es el eje principal de todas nuestras acciones. Con la creciente demanda de nuestros módulos para aplicaciones a escala de servicios públicos, vemos que nuestra dedicación en poner a nuestros clientes al frente de todo lo que hacemos, da sus frutos. Damos las gracias a todos nuestros clientes y socios que confían en nuestros productos para sus proyectos solares de clase mundial. ¡Nos han ayudado a hacerlo realidad!».

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De cara a las elecciones, prevén un cambio de timón en la política energética mexicana

Como ya anticipó Energía Estratégica, México experimenta una párate en los proyectos renovables de gran escala debido a las cancelaciones de subastas efectuadas por la actual administración de Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

De acuerdo a expertos del sector, más del 80% de los proyectos de la primera, segunda y tercera subasta de largo plazo entraron en operación comercial. Sin embargo, el gobierno actual canceló la cuarta subasta en 2019 por lo que los proyectos participantes no se iniciaron y decidieron migrar sus inversiones a otros sitios.

En efecto, la falta de nueva generación renovable producto de tal decisión política se evidencia cada vez ante la creciente demanda de energía, potenciada por el fenómeno del nearshoring.

En este escenario, Victor Luque, experto del sector energético y socio de ATIK Capital, consultora financiera enfocada en financiamiento bancario, ve luz al final del túnel y augura un cambio en la política energética mexicana de cara a las elecciones que se llevarán adelante el 2 de junio del 2024. 

Independientemente de quien llegue al poder, el nuevo gobierno no tendrá mayoría en el Congreso y estará obligado a negociar con la iniciativa privada a diferencia de AMLO”, explica.

De esta forma, analiza el perfil de las dos precandidatas que lideran las encuestas: Xóchitl Gálvez Ruiz, de las alianzas entre el PAN, PRD y PRI y Claudia Sheinbaum Pardo del partido de Morena.

Ambas candidatas tienen un mayor entendimiento de las energías renovables por su formación técnica y su fuerte vinculación con el medio ambiente”, insiste. 

Además, Luque advierte que CFE y PEMEX tienen tantas limitaciones presupuestarias que ya no pueden seguir invirtiendo en plantas de generación que no son rentables. 

Por ello, anticipa cambios significativos en los organismos públicos bajo la nueva administración, con la posibilidad de abrir la puerta a inversiones privadas en proyectos renovables.

Y afirma: “Por esos motivos se dará una mayor apertura para las renovables en el gobierno entrante y se espera una mayor sinergia entre el sector privado y público para desarrollar nuevos proyectos”.

Medidas fundamentales para diversificar la matriz energética

El experto del sector de energías renovables también destaca alternativas esenciales que el gobierno entrante debería tener en cuenta para descarbonizar la economía Mexicana. 

“Se debe invertir en redes de transmisión, especialmente en áreas geográficamente alejadas de los centros de consumo, para aprovechar ubicaciones óptimas para la generación de energía”, explica.

Además, considera necesario retomar las subastas de largo plazo para suplir la creciente demanda de energía que experimenta el país: “Los últimos proyectos renovables con los que trabajamos venían de las subastas anteriores. Se llevaron a término con el apoyo de la banca de desarrollo y empezaron a integrar energía en el año 2022. La cancelación de la cuarta subasta ha perjudicado fuertemente al sector. Sería bueno que la próxima administración revierta la situación”, propone. 

Y concluye: “Hoy el nearshoring nos obliga a incrementar nuestra capacidad de generación y reforzar nuestras redes de transmisión. Confío en que la próxima administración generará una mejor relación con el sector privado y eso va a ayudar a que vuelvan las inversiones renovables de gran magnitud”.

 

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Brasil abre la consulta pública de su segunda subasta de transmisión del 2024

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil abrió la consulta pública para la segunda Subasta de Transmisión del corriente año, programada para el viernes 27 de septiembre. 

Las sugerencias por parte del sector podrán ser enviadas a partir del 23 de febrero hasta el 8 de abril a través del correo electrónico cp004_2024@aneel.gov.br en pos de mejorar el proceso para la construcción de obras en los estados de Bahía, Espírito Santo, Minas Gerais, Paraná, São Paulo, Santa Catarina y Rio Grande do Sul.

La subasta N° 02/2024 tendrá cinco lotes de líneas de transmisión, que sumarán al sistema 848 kilómetros y de 1750 MVA de nueva capacidad de transformación. Por lo que se espera alrededor de R$ 4060 millones de inversiones y la generación de 10800 empleos para las obras y el mantenimiento de  los proyectos. 

La principal particularidad de esta convocatoria es que el lote N° 1 (infraestructura Santa Catarina y Paraná) representa cerca del 75% de las inversiones estimadas y, para fomentar su competitividad el lote se dividió en dos segmentos (1A y 1B), pero se podrá ofertar por la totalidad del mismo o por ambos sublotes por separado. 

Sin embargo, el sublote 1B tiene una relación condicionante con el sublote 1A, por lo tanto, si no se contrata el sublote 1A, no se subastará el segmento 1B.

Zannetti: “El sistema eléctrico de Brasil necesita una expansión continua”

Mientras que la otra particularidad de esta convocatoria es que Lote N° 4 (obras en Espírito Santo y Minas Gerais) cuenta con unas instalaciones al final de la concesión donde el nuevo transmisor será responsable de mantener la prestación del servicio público del transporte eléctrico, incluyendo los refuerzos y mejoras necesarios, además de una nueva instalación de transmisión.

A continuación, el detalle de las obras en cada uno de los lotes a subastar: 

Lote N° 1 

Sublote 1A:

LT 525 kV Abdón Batista 2 – Curitiba Oeste C1, CS, con 258,7 km;
LT 525 kV Abdón Batista – Abdón Batista 2, C1 y C2, CD, con 2 x 4,7 km;
SE 525 kV Curitiba Oeste;
SE 525 kV Abdón Batista 2;
Tramos de LT 525 kV entre el tramo de LT 525 kV Bateias – Ponta Grossa, C1, en SE Curitiba Oeste, con 17 km.

Sublote 1B:

LT 525 kV Abdón Batista 2 – Secreto C1, CS, con 230 km;
LT 525 kV Cascavel Oeste – Segredo C1, con 187,2 km;

Lote N° 2

LT 230 kV Ivoti 2 – São Sebastião do Caí 2, con 19,26 km;
LT 230 kV Caxias – São Sebastião do Caí 2 C1, con 44 km;
SE 230/138 kV São Sebastião do Caí 2 – 2 x 150 MVA;
SE 230/138 kV Ivoti 2 – 3 x 150 MVA;
Tramos de LT 230 kV entre SE Ivoti 2 y LT 230 kV Caxias – Campo Bom C1, de 1 km de longitud;
Tramos de LT 230 kV entre SE Ivoti 2 y LT 230 kV Caxias – Campo Bom C2, de 1 km de longitud.

Lote N° 3

SE 440/138 kV Estância – (6+1R) x 100 MVA;
Tramos de LT 440 kV entre SE Estância y el tramo de LT 440 kV Bauru – Salto, C1, con 2 x 1,2 km.

Lote N° 4

Instalaciones existentes para la prestación continua de servicios públicos de transmisión:

LT 230 kV Aimorés – Conselheiro Pena C1, con 72 km;
LT 230 kV Aimorés – Mascarenhas C1, con 13,6 km;
LT 230 kV Conselheiro Pena – Governador Valadares 6 C1, con 71 km;
LT 230 kV Governador Valadares 2 – Governador Valadares 6 C2, con 6 km;
SE 230/138 kV Mascarenhas – 300 MVA;
SE 230 kV Aimores

Nueva instalación:

LT 345 kV Jaguara – Araxá 3 C1, con 58 km.

Lote N° 5

SE 500/138 kV Bar II – (6+1R) x 66,6 MVA y nuevo sector 138 kV

Complementación de procesos

A la par que  Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil puso a consulta pública la licitación de transmisión N° 2/2024, también aprobó la versión final del aviso de la primera subasta del año, a realizarse el 28 de marzo y destinada a la construcción y mantenimiento de 6.464 kilómetros de nuevas líneas y 9.200 MVA de capacidad de transformación

La inversión prevista para ello ya la convierte en la segunda mayor de su tipo en la historia de ANEEL, ya que de los 15 lotes propuestos, seis esperan inversiones de más de R$ 18200 millones, y por tanto se ubica sólo por detrás de la segunda convocatoria del 2023, realizada en diciembre pasado (R$ 19700 millones) y en la que State Grid Brazil Holding S.A, el Consorcio Olympus XVI y Celeo Redes se repartieron las obras.

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Fronius Solar Energy anuncia dos nuevos productos en México para capitalizar market share

A unos meses de haber iniciado el 2024, Fronius Solar Energy comienza con este año con la noticia de la llegada de dos esperados productos para el mercado fotovoltaico en nuestro país. El lanzamiento oficial del Fronius Tauro, el inversor más robusto de la industria y el Fronius Gen24 Plus, que ha cosechado reconocimientos en materia energética y sustentabilidad en Europa.

La presentación de ambos productos fue realizada de manera exclusiva por el equipo de Fronius Solar Energy a sus socios comerciales más valiosos: su red de Fronius Solutions Partners en México durante su FSP Experience Tour 2023 que visitó ciudades como Monterrey, Chihuahua, Ciudad de México y Guadalajara.

Fronius México tiene varios años siendo un referente para la industria energética en México. Ya sea por su gama de productos de gran confiabilidad y resistencia como también por el respaldo de su equipo de soporte técnico para los instaladores mexicanos.

No obstante, el crecimiento en el mercado fotovoltaico nacional, aunado a los estragos de la pandemia que aún siguen afectando a muchas empresas de alta tecnología, provocó que Fronius Internacional concentrara sus esfuerzos en una serie de acciones que tenían dos objetivos principales: fortalecer su cadena de suministro y aumentar su capacidad de producción sustancialmente para robustecer su sólida presencia competitiva en el país.

Disponibilidad de producto, la meta lograda del 2023

Fronius México enfrentó una primera mitad de año del 2023 con un mercado que pedía inversores Fronius, pero los distribuidores no contaban con ellos.

«Creo que, como muchas empresas de distintas categorías de alta tecnología, enfrentamos un lento regreso a nuestras anteriores capacidades de producción y distribución. A la par, el mercado global creció y demandó que no sólo recuperáramos el nivel de producción habitual, sino que éste aumentara de forma considerable. Esto representó para nosotros a nivel internacional enfocar grandes esfuerzos para aumentar esta capacidad de producción», mencionó Fidel Guajardo, director general de Fronius México.

Para la segunda mitad del 2023, la distribución se recuperó y permitió a Fronius ofrecer disponibilidad de stock para sus distribuidores y clientes en México.

Una nueva dirección para el 2024 y un equipo más robusto

El inicio del 2024 comenzó también con Fidel Guajardo, director general de Fronius México tomando la dirección de la unidad Solar Energy en lugar de Martin Schwarzlmueller, quien regresa a Fronius Internacional para ocupar la dirección de un nuevo segmento energético de la compañía. Este movimiento, garantiza una organizada y segura transición para el futuro de Fronius Solar Energy en México por muchos más años.

Fidel Guajardo, Diector de Fronius Solar Energy y director general de Fronius México

Aunado a esto, llega también el anuncio de más personal para el equipo de Soporte y Servicio en las oficinas centrales en Monterrey, con lo cual se garantiza el crecimiento y la robustez del servicio a clientes de Fronius México durante el 2024.

A nivel infraestructura, las oficinas de Fronius en Ciudad de México tendrán el siguiente año una reubicación que, además de ofrecer mayor espacio para sus clientes, tendrán un Centro de Competencias para los instaladores y usuarios.

A la par de este proyecto, para el mes de marzo de este año, Fronius México inaugurará sus nuevas oficinas en la ciudad de Chihuahua, donde ya tiene presencia desde hace más de 4 años.

«Creemos que el crecimiento en Ciudad de México y Chihuahua llega marca un momento de crecimiento para nuestra empresa, garantizando que estaremos más cerca de nuestros clientes y con espacios diseñados para ofrecer un servicio más completo y funcional para ellos», comentó Fidel Guajardo, Diector de Fronius Solar Energy y director general de Fronius México.

Tauro, Gen24 Plus y más soluciones para el mercado mexicano

Para este año, además de contar con la disponibilidad de stock de SnapInverters como Primo y Symo, Fronius ofrecerá su nuevo inversor Fronius Tauro, diseñado para grandes instalaciones fotovoltaicas y condiciones extremas como las existentes en diferentes zonas de la República Mexicana.

Tauro a detalle:

– Protección de la electrónica conductora mediante ventilación activa
– Instalación rápida y mantenimiento eficiente

– Óptima compensación de la temperatura gracias a su carcasa de doble capa

– Sencillo cambio de la etapa de potencia (27 kg) por una sola persona

– Alto rendimiento estable incluso a temperaturas ambiente de hasta 50 °C
– Gestión eficiente de casos de servicio y soporte online específico con Fronius Solar.SOS

Con la introducción de Tauro al mercado mexicano, Fronius ofrece una solución más rentable para los instaladores además de la completa vinculación del dispositivo con su plataforma de monitoreo SolarWeb y su herramienta de soporte Solar SOS.

Al mismo tiempo que Tauro, Fronius introducirá su inversor híbrido Gen24 Plus gradualmente en México y sólo de forma exclusiva través de sus distribuidores premium Baywa.re y Krannich para clientes y proyectos que requieran la tecnología que este modelo ofrece. Gen24 Plus ha sido lanzado desde hace unos años en Europa con gran éxito como una alternativa de generación de energía y para el almacenamiento de ésta al incorporarle baterías de respaldo.

Aunque la demanda de estos modelos en estos modelos se encuentra en una etapa inicial en nuestro país, Gen24 Plus representa la apuesta más completa en productos de su categoría gracias a su versatilidad, integración y resistencia.

Además de estos dos productos, para la segunda mitad del año, Fronius incorporará al menos un producto más a su catálogo en México y la información sobre este lanzamiento será comunicada en el segundo cuarto del 2024.

Más información sobre Fronius Tauro:

https://www.fronius.com/es-mx/mexico/energia-solar/instaladores-y-socios/productos-y-soluciones/soluciones-de-energia-comerciales-vision-general-para-instaladores/tauro-robusto-inversor-para-instalacin-fotovoltaica-de-gran-escala

Una empresa fuerte en el 2024 gracias a los Fronius Solutions Partners

La red de instaladores Fronius Solutions Partners es una de las más grandes fortalezas para Fronius México. Este mensaje fue claro durante el FSP Experience Tour 2023 donde además de fortalecer esta red, los participantes pudieron conocer de primera mano todas las noticias e innovación que Fronius tiene para el 2024, así como el catálogo de herramientas digitales que incluyen plataformas de monitoreo como SolarWeb, de soporte técnico como Solar.SOS y de creación y planeación de instalaciones fotovoltaicas como Solar Creator.

Además, los FSP que asistieron a algunas de las 4 sedes del Tour, recibieron capacitación sobre los nuevos productos, asistencia de dudas y la aclaración de todas las inquietudes sobre los servicios de Fronius, incluyendo la exitosa garantía de 10 años en todos sus productos.

Con nuevos productos de alta calidad, un renovado equipo de soporte técnico y servicio, nuevas instalaciones en nuestro país y la capacidad aumentada de producción, Fronius México inicia el 2024 con mucho optimismo. “El 2024 representará un año de muchas metas cumplidas para nosotros, pues además de un fortalecimiento en toda la estructura de nuestra unidad Solar Energy, la incorporación de nuestras nuevas soluciones seguramente será un elemento que mostrará a todos nuestros clientes que estamos de vuelta y más fuertes que nunca como la cabeza del mercado y la industria fotovoltaica en México y estamos muy emocionados de mostrarlo a lo largo de todos los eventos en los que participaremos durante el año”, aseguró Fidel Guajardo, director general de Fronius México y director de la unidad Solar Energy.

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Los módulos Trina Solar Vertex N 700W+ rinden notablemente con temperaturas de hasta -43°C

Los módulos Vertex de 210 mm de Trina Solar han demostrado su destreza en una prueba de campo al aire libre en el frío extremo de Mohe, la ciudad más septentrional de China. El estudio fue realizado por el Grupo Internacional de Pruebas y Certificación de China (CTC) y China General Certification, a partir de enero de 2023, en condiciones que incluían temperaturas extremadamente bajas y fuertes tormentas de nieve. La prueba mostró que los módulos Vertex N 700W, Vertex N 610W y Vertex 670W funcionaron de forma estable, demostrando una excelente fiabilidad y generación de energía.

Mohe experimenta temperaturas inferiores a -20°C durante seis meses al año, lo que la convierte en un lugar ideal para pruebas de capacidades extremas.

En septiembre comenzó un ensayo al aire libre, de un año de duración, de los módulos Vertex N 700W y Vertex 610W en el parque de pruebas de frío extremo del CTC. Los módulos soportaron varias nevadas sostenidas durante la demostración, con temperaturas de hasta -43°C y 7 cm de nieve acumulada sobre los módulos. Gracias a la fiabilidad y el diseño óptimo de estos, superaron con éxito la prueba de temperaturas extremadamente bajas y resistieron fuertes vientos.

Los módulos Vertex N 700W también mantienen un buen aspecto tras varios meses de funcionamiento. Una imagen EL (electroluminiscencia) de los módulos no mostró ninguna variación, las líneas de la rejilla eran claras y las células no tenían microfisuras. Esto demuestra que los módulos Vertex N 700W funcionan de forma fiable en climas extremadamente fríos, con un alto nivel de seguridad.

Además, los módulos Vertex N 700W muestran una excelente generación de energía en condiciones de baja irradiación. En enero, el mes más frío del año en China, con una temperatura mínima media diaria inferior a -30°C, los módulos generaron unos 276 kWh de energía. Teniendo en cuenta la ganancia por el lado posterior, el coeficiente de rendimiento del sistema fue excepcional, superando el 100%.

Vertex 670W también demostró un alto rendimiento. Trina Solar fue la primera empresa en realizar pruebas al aire libre en la base de validación de exteriores del CGC en Mohe. Los módulos Vertex 670W se han sometido a un año completo de pruebas de campo, soportando dos frías temporadas de invierno, en las que la temperatura descendió hasta -53°C.

Estas rigurosas pruebas garantizan a los clientes de todo el mundo que los productos de alto rendimiento de Trina Solar lideran el mercado. La compañía seguirá innovando para ofrecer a los clientes tecnologías avanzadas y productos y servicios fiables y eficientes.

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Inauguran la Planta Fotovoltaica de la Central de Abasto de Ciudad de México

El Jefe de Gobierno, Martí Batres Guadarrama, entregó a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) la Planta Fotovoltaica de la Central de Abasto (CEDA), la más grande del mundo instalada en el techo de un mercado público, como parte del Programa Ambiental y de Cambio Climático de la Ciudad de México, con una inversión de 600 millones de pesos, que permitirá generar hasta 25 GWh de energía limpia al año, en beneficio de habitantes y comerciantes de la Alcaldía Iztapalapa.

Resaltó que la conclusión de esta obra forma parte de los 100 compromisos presentados el pasado 31 de enero para los próximos 100 días al frente del Gobierno capitalino.

“Hoy estamos aquí, entregándole a la Comisión Federal de Electricidad, la planta fotovoltaica más grande del mundo, instalada en el techo de un mercado público, lo cual nos da mucho gusto. Con eso cumplimos otro de los puntos, de los 100 puntos que nos comprometimos a cumplir en estos siguientes 100 días a partir del 31 de enero. (…) Con esto se va a poder producir energía eléctrica equivalente a la que requieren 10 mil hogares de la Ciudad de México, esa es la nueva energía eléctrica que vamos a tener”, señaló.

Destacó que esta acción contribuirá a mitigar más de 11 mil 400 toneladas de CO2 anuales, equivalentes a la reforestación y cuidado durante 50 años de cerca de 29 mil 200 árboles de pino. Además, dijo, representará un ahorro de 3.5 millones de pesos al año en el pago de la factura eléctrica de la CEDA y permitirá avanzar hacia la soberanía energética de México.

“Ese es el valor medioambiental que tiene esta planta fotovoltaica. Pero cabe señalar, además, que esto nos ubica también en un tema de gran responsabilidad, dos responsabilidades muy importantes, una, la de la transición energética, a las llamadas energías limpias y dos, algo muy importante, la soberanía energética de México. (…) Esta idea de la Planta Fotovoltaica aquí en los techos de la Central de Abasto surgió de una iniciativa que le planteó la entonces Jefa de Gobierno, la doctora Claudia Sheinbaum, al licenciado Manuel Bartlett, director de la Comisión Federal de Electricidad. Ustedes saben que la doctora Sheinbaum es física, es licenciada en Física, es maestra en Ingeniería y es doctora en Ingeniería Energética y fue secretaria de Medio Ambiente, aquí con el licenciado Andrés Manuel López Obrador cuando fue Jefe de Gobierno. Entonces los temas de medio ambiente y energía siempre han sido motivo de interés y de preocupación para ella y dio pie a iniciar con esta obra”, comentó.

Por su parte, el director de la CFE, Manuel Bartlett Díaz, reiteró el compromiso social de mantener el adecuado funcionamiento de la planta con el propósito de brindar energía limpia y accesible para la ciudadanía.

“Se trata de un símbolo importante, no es una obra más de electricidad, es realmente una muestra de que el Gobierno de la Ciudad ha tenido como principal preocupación desarrollo tecnológico y un desarrollo social, porque aquí esta planta significa desarrollo social, responsabilidad social como un ejemplo para toda la ciudad”, afirmó.

En su mensaje, el secretario de Energía del Gobierno de México (SENER), Miguel Ángel Maciel Torres, celebró las acciones de la presente administración en la transición hacia el desarrollo de energías sustentables y autosuficientes para el futuro del país.

“Esto ayudará en materia de mitigación de gases de efecto invernadero, adaptación al cambio climático, alcanza, por supuesto, metas de autosuficiencia que como país nos hemos fijado ante el mundo, como compromisos de este gobierno que dirige el Presidente Andrés Manuel Lóp”, indicó.

Finalmente, el secretario de Desarrollo Económico (SEDECO), Fadlala Akabani Hneide, informó que las instalaciones de la planta solar serán operadas por la Comisión Federal de Electricidad (CFE), a través de tecnologías innovadoras que promueven el consumo responsable de energía eléctrica en favor del medio ambiente y la economía de los habitantes.

Mencionó que las obras se realizaron en colaboración con el Instituto para la Seguridad de las Construcciones, el Fondo para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (FOTEASE), BANOBRAS, la Comisión Reguladora de Energía (CRE), así como el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), y comprenden 32 mil paneles solares distribuidos en los techos de 21 naves de la CEDA, que ocupan una superficie de 21 hectáreas.

“Estamos ante un evento que marca un parteaguas en la historia del consumo energético, de la transición energética, la Ciudad de México es vanguardia a nivel nacional. Y aquí, fíjense, son 21 hectáreas, son más de 30 mil paneles solares, y van a poder atender las necesidades de las áreas comunes de la Central de Abasto, apoyar en la producción y comercialización de productos aquí a los comerciantes establecidos de la Central de Abasto para reducir sus costos de operación”, concluyó.

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CNE y ONE unen esfuerzos para impulsar políticas energéticas basadas en estadísticas

La Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Oficina Nacional de Estadística (ONE) formalizaron un acuerdo de colaboración con el objetivo de generar información estadística para desarrollar políticas energéticas que garanticen el acceso a la energía de los diferentes sectores de la población dominicana.

Durante el evento de firma, el director ejecutivo de la CNE, Edward Veras, calificó el acuerdo como un hito por el cambio significativo que experimenta el mundo hacia la independencia energética, donde cada individuo tiene la capacidad de generar y acceder a su propia energía, especialmente a través de fuentes renovables como la solar.

“En este contexto actual, el sector energético está llamado a enfocarse en factores demográficos, como la cantidad de paneles solares que pueden instalarse en hogares, calles, circuitos o ciudades. Esto nos permitirá planificar de forma integral y proporcionar información precisa sobre el consumo, la demanda y los criterios que la sustentan.” manifestó Veras.

Por su parte, la directora general de la ONE, Miosotis Rivas Peña, subrayó el compromiso de ambas instituciones con el desarrollo sostenible del país.

«La producción de estadísticas confiables es fundamental para la toma de decisiones informadas en el sector energético. Este acuerdo nos permitirá trabajar en conjunto para garantizar un acceso equitativo a la energía y apoyar el logro de los objetivos energéticos nacionales», expresó Rivas Peña.

Con esta iniciativa, ambas instituciones trabajarán para promover el ahorro y el uso eficiente de energía, así como también el desarrollo de las energías renovables para impulsar proyectos de desarrollo social a partir de la recolección, procesamiento y acceso a datos e informaciones estadísticas del sector energético.

En el acto estuvieron presentes por parte de la CNE: Ramón Moya, Director de Planificación; Yeulis Rivas Peña, Director de Fuentes Alternas y Uso Racional de la Energía; Orlando Fernández, Director Jurídico; Vanessa Gómez, Subdirectora Jurídica; Ángela González, encargada de la División de Planificación Energética y Jafys Tejeda, encargada del Departamento de Relaciones Internacionales y Interinstitucionales.

Por ONE acompañaron a la Sra. Rivas Peña: Alexis de Jesús, de la Dirección de Normativa y Metodología; Emmanuel Gastón, Dirección Estadísticas Económicas; Nathaly Guzmán, Escuela Nacional de Estadística (ENE); Paola Rodriguez, Dirección de Estadísticas Demográficas Sociales y Ambientales; Farah Paredes, División de Encuestas; Sonia Cristo, Departamento de Publicaciones y Giselle Rodriguez, de Vinculaciones.

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VISTA proyecta invertir este año U$S 900 millones en Vaca Muerta

. Vista, el segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, informó resultados -EBITDA ajustado de 288 millones de dólares en el cuarto trimestre de 2023-, y ratificó que en 2024 planea invertir 900 millones de dólares para conectar 46 pozos nuevos en Vaca Muerta e impulsar su producción total a 70.000 barriles equivalentes de petróleo por día.

En términos de lifting cost, Vista pronostica llegar en 2024 a 4.5 dólares por boe. El EBITDA ajustado (beneficio bruto, antes de impuestos y amortizaciones) se prevé que aumente para fin de año 1.100 millones de dólares, ratificando lo anunciado en septiembre 2023 durante su investor day.

Miguel Galuccio, presidente y CEO, encabezó la presentación de resultados del cuarto trimestre de 2023 junto al equipo directivo de la empresa, oportunidad en la cual sostuvo que “Estamos bien encaminados para duplicar nuestra producción a 100 mil barriles equivalentes de petróleo por día para 2026. Nuestros objetivos para 2024 son el primer paso en esta dirección, con un crecimiento de la producción del 35 % y un crecimiento del EBITDA ajustado del 23 por ciento.

Durante el cuarto trimestre de 2023 Vista enfocó su campaña de perforación y completación en el bloque Bajada del Palo Oeste. Esto condujo a una producción total de 56.4 mil barriles equivalentes de petróleo por día, un crecimiento de 14 % comparado contra el trimestre anterior.

El lifting cost de la compañía (costo directo de producción) mantiene su tendencia a la baja y se ubicó en 4.3 dólares por barril equivalente de petróleo durante el trimestre, informó la compañía.

El EBITDA ajustado fue de 288 millones de dólares, un 43 % más que en el año anterior.

Los ingresos se redujeron 3 % respecto del 4T de 2023, mientras que el ingreso neto ajustado fue de 240 millones de dólares, un 40 % de incremento año contra año. El flujo de caja operativo se ubicó en los 107 millones de dólares, un crecimiento de 86 % con
respecto al mismo periodo del año pasado.

RESULTADOS ANUALES 2023

Uno de los principales hitos del año para Vista fue la transferencia de sus activos
convencionales, lo que le permitió convertirse en una compañía íntegramente enfocada en el desarrollo de Vaca Muerta.

Vista incrementó 27 % sus reservas probadas de petróleo y gas, totalizando 318.5 millones de barriles de petróleo equivalente al 31 de diciembre de 2023, reflejaron un aumento interanual del 27 %. El inventario de pozos de la compañía aumentó 28 % año contra año, alcanzando los 1.150 pozos.

La producción total fue de 51.1 mil barriles de petróleo equivalente por día, un 5 % mayor año contra año. El lifting cost fue de 5.1 dólares por boe, lo que representó una disminución del 33 por ciento.

El EBITDA Ajustado fue de 871 millones de dólares, un incremento del 14 % respecto del 2022. La acción de Vista aumentó más de 115 % entre el 31 de diciembre de 2022 y febrero de 2024.

La compañía continúa mostrando progresos en sus métricas de sustentabilidad, en particular con respecto a su plan para descarbonizar sus operaciones y reducir su huella ambiental. Esto llevó a que las emisiones de efecto invernadero de la compañía se redujeran 13 % año contra año, se indicó.

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Vista invertirá US$ 900 millones en 2024 y podría sumar un socio para desarrollar un área en Vaca Muerta

Vista, segundo operador de shale oil de la Argentina, evalúa sumar a un socio para seguir desarrollando Vaca Muerta. En particular, la compañía explora la posibilidad de asociarse a un nuevo jugador en el proyecto piloto Águila Mora, un área ubicada al norte de la formación no convencional de la cuenca Neuquina, según indicó este miércoles Miguel Galuccio, presidente y CEO de la empresa en un call con inversores. El directivo señaló además que Vista invertirá US$ 900 millones en Vaca Muerta durante todo 2024. Así lo afirmó el presidente y CEO de Vista en una conferencia con inversores donde encabezó la presentación de resultados junto al equipo directivo de la empresa.

Con la inversión planificada para este año, Vista conectará 46 pozos durante con el objetivo de alcanzar una producción total de 70.000 barriles de petróleo equivalente diarios (boe). “Estamos bien encaminados para duplicar nuestra producción a 100 mil barriles equivalentes de petróleo por día para 2026. Nuestros objetivos para 2024 son el primer paso en esta dirección, con un crecimiento de la producción del 35% y del EBITDA ajustado del 23%”, afirmó Galuccio.

Águila Mora

La concesión no convencional de Águila Mora se encuentra en la ventana de crudo liviano de Vaca Muerta, cubriendo una superficie de 23.475 acres brutos. Vista posee el 90% de participación del bloque, mientras que Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la compañía estatal de petróleo y gas de Neuquén, cuanta con el 10% restante.

Durante 2023 Vista perforó dos pozos como parte del plan piloto del bloque. En julio pasado informó que el pozo AM-1011h de Águila Mora tuvo un pico de producción de 2.107 barriles de petróleo equivalente diario y el pozo AM-1012h logró un pico de 1.699 barriles de petróleo equivalente por día. Los análisis de laboratorio de los pozos revelaron una gravedad API de 40 grados.

Resultados 4T 2023

La compañía detalló que durante el cuarto trimestre de 2023 enfocó su campaña de perforación y completación en el bloque Bajada del Palo Oeste. “Esto condujo a una producción total de 56,4 mil barriles equivalentes de petróleo por día, un crecimiento de 14% comparado contra el trimestre anterior”, según los números de la presentación.

El lifting cost (costo de extracción) de la compañía “mantiene su tendencia a la baja y se ubicó en 4,3 dólares por barril equivalente de petróleo durante el trimestre. El EBITDA ajustado fue de 288 millones de dólares, un 43% más que en el año anterior. Los ingresos se redujeron un 3% respecto del 4T de 2023, mientras que el ingreso neto ajustado fue de 240 millones de dólares, un 40% de incremento año contra año. El flujo de caja operativo se ubicó en los 107 millones de dólares, un crecimiento de 86% con respecto al mismo periodo del año pasado”.

Resultados anuales

Uno de los principales hitos de 2023 para Vista fue la transferencia de sus activos convencionales, lo que le permitió convertirse en una compañía íntegramente enfocada en el desarrollo de Vaca Muerta.

En todo el año, Vista “incrementó un 27% sus reservas probadas de petróleo y gas, totalizando 318,5 millones de barriles de petróleo equivalente, y marcó un aumento interanual del 27%”. El inventario de pozos de la compañía aumentó un 28%, alcanzando los 1.150 pozos.

La producción total fue de 51,1 mil barriles de petróleo equivalente por día, un 5% superior en comparación con 2022. El lifting cost fue de 5,1 dólares por boe, lo que representó una disminución del 33%. El EBITDA ajustado fue de 871 millones de dólares, un incremento del 14% respecto de 2022”, detalló la empresa liderada por Galuccio. En tanto, la acción de Vista “aumentó más de un 115% entre el 31 de diciembre de 2022 y febrero de 2024”.

Además, “la compañía continúa mostrando progresos en sus métricas de sustentabilidad, en particular con respecto a su plan para descarbonizar sus operaciones y reducir su huella ambiental. Esto llevó a que las emisiones de efecto invernadero de la compañía se redujeran un 13% año contra año”, precisó la presentación de los resultados de Vista.

, Roberto Bellato

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Cuál será la metodología para aplicar la nueva Canasta Básica Energética para subsidiar a los hogares de bajos ingresos

La Secretaría de Energía dio a conocer a través de un informe cuáles serán los criterios que se tomarán como referencia para la puesta en marcha del nuevo esquema de subsidios para el gas y la electricidad destinado a los sectores más vulnerables. El esquema contempla la aplicación de la Canasta Básica Energética (CBE) que indicará los consumos mínimos necesarios para la subsistencia de diferentes convivientes, en diversas regiones, meses del año y tipos de suministro.

La asignación de subsidios se efectuará considerando al hogar como la unidad en la que reside una persona o un grupo de personas que comparten gastos (habrá tres categorías: 1 o 2 personas, 3 o 4 personas, 5 o más personas) y se tomará en cuenta la suma de los ingresos del grupo conviviente. En base a esto, el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, confirmó en una entrevista con Radio Mitre que los usuarios serán subsidiados siempre y cuando la CBE represente más del 10% de los ingresos totales del hogar.

Desde la Secretaría detallaron que en el caso de que un hogar tenga $0 como ingreso registrado, se le subsidiará el 100% del valor de la CBE que le corresponda según tipo de hogar, mes del año y biozona. Según precisaron, el objetivo es obtener una aproximación metodológica al cálculo del volumen en pesos que se destinaría a subsidios directos, con el fin de obtener el número concreto de beneficiarios. La idea es calcular distintos consumos necesarios para la vida de cada hogar y determinar el costo de la energía para cubrir el consumo de cada uno.

Criterios de exclusión e inclusión

Para la asignación de subsidios se hará un cruce sobre jubilaciones y pensiones, pensiones no contributivas, electrodependientes, programas sociales, empleo independiente, empleo dependiente, inmuebles, embarcaciones, automotores, motos y aeronaves.

Si alguna de las personas que integran el hogar cumple con alguna de las siguientes condiciones patrimoniales: tiene al menos una aeronave, posee una embarcación, es dueño de dos propiedades inmuebles o un automotor con una antigüedad menor a cinco años, se le aplicará un criterio de exclusión. Por lo tanto, no percibirá ningún subsidio.

Para los hogares que no hayan sido excluidos en primera instancia por las condiciones patrimoniales, el acceso al otorgamiento del subsidio se definirá al comparar los ingresos declarados por los miembros de un mismo hogar, según los registros administrativos integrados en el Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS). No será un proceso sencillo porque en la Argentina cerca de un 40 por ciento de la población trabaja en negro.

Canasta Básica Energética

La CBE se ajustará a las necesidades de los solicitantes. Además de la cantidad de miembros de un hogar, también se tendrá en cuenta la biozona de residencia. Para esto habrá seis niveles que van desde “muy cálido” hasta “muy frío”.

Asimismo, desde Energía indicaron que la CBE considerará la media del mes actual a subsidiar para cada biozona específica, y la utilización de servicios como electricidad, gas natural y/o gas licuado de petróleo. En términos reales, esto implicará que para las zonas que estén nucleadas bajo la categoría “muy cálido”, se subsidiarán más kWh de electricidad y un porcentaje menor de m3 de gas, mientras que para las áreas que están bajo la categoría “muy frío” se aplicará el mismo mecanismo, pero a la inversa.

Aplicación

En el documento se informó que para la creación del universo de personas se partirá de una base de aproximadamente 48 millones de registros a nivel de persona. Se trata de registros que contienen atributos por cada ciudadano, específicamente aquellos utilizados para los criterios de inclusión y exclusión.

El universo de partida es la población encontrada en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE, creado para el esquema de segmentación tarifaria que aplicó la gestión de Alberto Fernández). Además, se elaborará una tabla sumarizada a nivel de ID hogar, pasando de una tabla de 16 millones de registros a una tabla de ID hogares. Para asignar un domicilio físico al ID hogar, se elegirá aleatoriamente una provincia y departamento de la base de personas de alguno de los integrantes del hogar, dado que se carece de la información GEO del ID hogar. La elección priorizará, en caso de existir la condición, aquellos registros con información más completa, según informaron desde Energía.

En cuanto a las biozonas, para los departamentos con información faltante (NA), se imputarán valores promedios de consumo de energía eléctrica y promedios de consumo y precios para gas. Esto se realizará según el tipo de vivienda.

Por último, para conformar el grupo de hogares excluidos de la aplicación de subsidios, se realizará un test para verificar si alguno de los miembros del hogar cumple al menos uno de los atributos de exclusión.

, Loana Tejero

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«Sin bases de ley, se pierden más de US$ 80.000 millones», remarcó Rodríguez Chirillo

El secretario de Energía garantizó que la ley aumentaría la cantidad de hidrocarburos exportados. El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, anunció que «sin Ley Bases», la Argentina «pierde más de US$ 80.000 millones» debido a exportaciones e inversiones en el sector hidrocarburífero, lo cual, enfatizó, «significaría más empleo genuino, crecimiento , jubilaciones sostenibles y más». «Sin Ley Bases, Argentina se pierde más de US$ 80.000 millones por exportaciones e inversiones en gas, combustibles y biocombustibles», El trunco proyecto de Ley de ‘Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos’, impulsado por el Gobierno de Javier Milei, […]

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El ajuste de Milei explicado en números

El Ministerio de Economía fue desglozo por el Instituto Argentino de Análisis Fiscal (IARAF) para explicar el superávit financiero de la administración de Javier Milei en el primer mes del 2024. En enero de 2024, se producirá el mayor recorte real interanual de gasto público nacional de los últimos 30 años, según datos del Instituto Argentino de Análisis Fiscal (IARAF). El presupuesto primario se redujo en 2.700 millones de dólares en enero de 2024. Para alcanzar el superávit financiero en el primer mes del año y equilibrar las cuentas públicas, el gobierno de Javier Milei requirió recursos de la administración […]

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La débil demanda mundial de crudo hace caer precio de petróleo a pesar de conflicto en Oriente Medio

El precio del barril de petróleo registró hoy una caída en Nueva York poniendo fin a una serie de jornadas en suba y después de alcanzar un máximo de tres meses la semana pasada, mientras el conflicto en Oriente Medio continuaba y esas preocupaciones geopolíticas fueron más que compensadas por las inquietudes sobre la demanda. El barril de la variedad WTI y el tipo Brent bajaron 1,3% para cerrar en 78,20 dólares y 82,50 dólares, según cifras consignadas en el New York Mercantil Exchange (NYMEX). Los futuros del crudo ganaron la semana pasada debido al conflicto en Medio Oriente y […]

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Petrobras anuncia inversión de 1.700 millones de dólares para separar el petróleo del CO2 desde el fondo del mar

La petrolera estatal brasileña Petrobras, una de las mayores petroleras del mundo, informó hoy martes que invertirá unos 1.700 millones de dólares en un proyecto piloto para reinyectar el dióxido de carbono (CO2) extraído de los yacimientos de petróleo bajo tierra en un plazo de cuatro años. En comparación con otros procesos de reinyección, la separación del petróleo y el dióxido de carbono tendrá lugar en el lecho marino y no en la plataforma como se hace actualmente, según el comunicado de Petrobras. La fase piloto se llevará a cabo en el yacimiento presalino de Mero, en la cuenca de […]

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Derrames de petróleo en Bahía Blanca: la empresa responsable solo limpió el 25% del ecosistema afectado

Un mes después del último incidente hubo un tercer episodio la semana pasada que aún se investiga. Una empresa fue clausurada y multada pero advierten por daños persistentes por los hidrocarburos tanto en la flora como en la fauna. Los dos derrames de petróleo en la zona costera de Bahía Blanca, ocurridos entre finales de diciembre y mediados de enero, dejaron alrededor de 40 hectáreas afectadas que, aún hoy, se siguen limpiando. Los perjuicios sobre el ecosistema son incalculables por el momento, ya que organizaciones del lugar aseguran que tras las tareas para remover los fluidos quedan sustancias contaminantes invisibles […]

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Cómo saber si tengo aprobado el subsidio de gas

Conocé la manera para comprobar si estás adherido al beneficio a la hora de pagar tu factura. Para saber si recibís el subsidio de gas es necesario ingresar a la página oficial del ENARGAS y completar el formulario con tus datos. El sistema arrojará si sos beneficiario o no de este refuerzo. Cómo hacer el trámite para recibir el subsidio de gas Número de medidor y el número de Cliente/Servicio/Cuenta/Contrato o NIS que están en tu factura de gas natural por red. El último ejemplar de tu DNI. El número de CUIL de cada integrante del hogar mayor de 18 […]

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Impulsan la creación del Instituto Neuquino del Hidrógeno

Esta es una iniciativa de Darío Martínez, ex secretario de Energía de la Nación y diputado provincial. El estudio del hidrógeno azul, aquel producido con gas natural, sería el enfoque principal. «En Vaca Muerta, tenemos una oportunidad única para liderar esta transición energética», afirmó Darío Martínez. El diputado provincial de Darío Martínez (Unión por la Patria) y exsecretario de la Nación para la energía presentó un proyecto legislativo para establecer el Instituto Neuquino del Hidrógeno (INEH). El objetivo es proporcionar las condiciones necesarias para que el hidrógeno se convierta en una fuente vital de energía en la zona. El INEH […]

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Ya se vendió todo el espacio para AOG Patagonia 2024

Con el 100% del espacio disponible ocupado, los organizadores esperan que la próxima edición sea histórica para la industria de los hidrocarburos. Ya se vendió todo el espacio disponible para la Argentina Oil & Gas Expo Patagonia 2024. Se llevará a cabo en el Espacio DUAM de la ciudad capital de Neuquén del 23 al 25 de octubre de 2024. Aproximadamente 200 expositores se juntarán con profesionales, empresarios y público especializado durante la exposición, que contarán con una superficie total de 15000 m², distribuida en 5 áreas de exposición y espacio al aire libre. Realizada por Messe Frankfurt Argentina y […]

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Nación se atrasa con el pago del Plan Gas y crece la incertidumbre

Las empresas esperan novedades; de lo contrario, avanzarán con un reclamo formal a Nación. ¿Se pone en riesgo la producción el efecto colateral en las provincias? Enero significó alcanzar un superávit económico. El primer objetivo de Nación fue completado con éxito, pero hay ciertas cuestiones que comienzan a mirarse de reojo. Una de ellas es el atraso en el pago de los incentivos del Plan Gas.Ar. La demora comenzó a generar recelo en las empresas del sector y ya se evalúan medidas. Si bien el Gobierno nacional anunció una y otra vez que se respetarían todos los contratos firmados, en […]

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Santa Fe firmó con la AFD un convenio por un préstamo histórico para el cuidado de la biodiversidad

Pullaro, el ministro de Europa y Asuntos Exteriores de Francia, Stéphane Séjourné, y la directora de la AFD en Argentina, Lorena Chara, firmaron el acuerdo que oficializa una línea de crédito por 65 millones de euros para el cuidado del ambiente. Pullaro, el ministro de Europa y Asuntos Exteriores de Francia, Stéphane Séjourné, y la directora de la AFD en Argentina, Lorena Chara, firmaron el acuerdo que oficializa una línea de crédito por 65 millones de euros para el cuidado del ambiente. A partir de una gestión llevada adelante por el Gobierno de la Provincia de Santa Fe, este martes, […]

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Rodríguez Chirillo: “Sin Ley Bases, se pierden más de US$ 80.000 millones” en hidrocarburos

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, advirtió que “sin Ley Bases”, la Argentina “pierde más de US$ 80.000 millones” por exportaciones e inversiones en el sector hidrocarburífero, lo cual, enfatizó, “significaría más empleo genuino, crecimiento, jubilaciones sostenibles y más”.

“Sin Ley Bases, Argentina se pierde más de US$ 80.000 millones por exportaciones e inversiones en gas, combustibles y biocombustibles”, subrayó Rodríguez Chirillo en X, en referencia al trunco proyecto de Ley de ‘Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos’ impulsado por el Gobierno de Javier Milei.

Sin Ley Bases, Argentina se pierde +USD 80 MIL MILLONES por exportaciones e inversiones en gas, combustibles y biocombustibles.

Significaría +empleo genuino, crecimiento, jubilaciones sostenibles y más. Vinimos a cambiar la Argentina y lo vamos a hacer más temprano que tarde. pic.twitter.com/KdpF8dgbeT

— Eduardo R. Chirillo (@chirilloeduardo) February 21, 2024

Acompañando el texto, el funcionario compartió una imagen en donde se precisa cómo evolucionarían las cifras de esas exportaciones e inversiones hasta llegar al total de US$ 80.940 millones en 2027.

Para 2024, se estimaban ingresos por US$ 7.214 millones; para 2025, US$ 16.382 millones; en 2026, US$ 23.813 millones; y en 2027, US$ 33.531 millones.

Rodríguez Chirillo además sostuvo que la aprobación de la iniciativa “significaría más empleo genuino, crecimiento, jubilaciones sostenibles y más”.

“Vinimos a cambiar la Argentina y lo vamos a hacer más temprano que tarde”, concluyó el funcionario.

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Neuquén evalúa aplicar tasa a los combustibles para paliar la quita del subsidio de Nación al transporte

La Municipalidad de Neuquén junto a otros municipios de la región podrían aplicar “algún tipo de tasa local de combustible” como alternativa para que no recaiga en los bolsillos de los usuarios la quita del Fondo Compensador del Interior, a partir del cual se subsidiaba a las empresas de colectivos urbanos de todas las provincias.

Así lo indicó el secretario municipal de Finanzas neuquino, Fernando Schpoliansky, quien explicó que los intendentes de la región “están pensando en impulsar algún tipo de tasa local de combustible que reemplace la quita del fondo compensador que estableció el gobierno nacional, de modo tal de no pagar la tarifa plena del boleto”.

El funcionario precisó que los usuarios del transporte deberían abonar en Neuquén una tarifa plena que rondaría en los $ 2.200 y sostuvo que “eso es absolutamente inaccesible para el conjunto de los pasajeros y realmente volvería al sistema inviable”.

“Para poder sostener el nivel de excelencia que tiene el servicio de transporte público, que ha mejorado sustancialmente respecto de lo que había años atrás, hay que buscar fuentes alternativas al financiamiento, por lo que estamos pensando en algún tipo de tasa de combustible local”, señaló Schpoliansky.

Asimismo, aclaró que “los impuestos nacionales continúan dentro del precio del combustible, eso no se ha modificado, lo recauda la Nación”, pero aclaró que “no lo distribuye entre los municipios: esto es un claro ejemplo de injusticia tributaria, de inequidad tributaria y absolutamente discriminador con las ciudades del interior”.

El funcionario contó que ya hay ciudades como Mar del Plata, Rosario y Córdoba que están cobrando una tasa de combustible local para sostener las cuestiones de movilidad urbana dentro de cada localidad.

“La Municipalidad de Neuquén ya envió al Concejo Deliberante un proyecto de ordenanza en el que deben decretar la ‘emergencia del transporte público’ de la ciudad y, dentro de esa emergencia, la creación de esta tasa local de combustible”, indicó.

Además, comentó que se está trabajando en forma conjunta con otras comunas del país y que se está pensando en realizar presentaciones “para reclamar la eliminación del Fondo Compensador del Interior, para que sea repuesto o bien se modifique esta cuestión de los impuestos nacionales dentro del combustible”.

“Estamos pagando los neuquinos y neuquinas un impuesto que luego no vuelve como subsidio del transporte público; así que, seguramente, sea una cuestión a revisar por todos los ciudadanos de la Argentina”, concluyó el funcionario.

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Concretan prueba ferroviaria de 2.000 kilómetros para el desarrollo de la minería en la Puna

La empresa Trenes Argentinos Cargas (TAC) completó una prueba operativa de circulación con insumos para la minería desde Buenos Aires hasta las estaciones salteñas de Olacapato y Laguna Seca, con la expectativa en el desarrollo de la industria del litio y el cobre, pero también en la promoción de sectores productivos.

La empresa precisó que el recorrido incluyó el tránsito de la formación por el emblemático ramal C14, en línea con la estrategia comercial de la compañía para brindar servicios intermodales conectando los puertos del Atlántico con los proyectos mineros del Noroeste Argentino.

En esta oportunidad, y con un tráfico de 2.000 kilómetros, una formación ferroviaria cargada con carbonato de sodio partió desde distintas localidades bonaerenses hacia la puna salteña.

En el recorrido, y como parte del ensayo, el tren acopló un vagón en el Nodo Logístico y Puerto Seco Güemes, una nueva infraestructura que permitirá la multimodalidad optimizando los tiempos de carga y descarga de productos, lo que otorgará mayor competitividad a las economías regionales del NOA.

En estas pruebas, TAC convocó a diversos representantes de los proyectos mineros y empresas de servicios logísticos con quienes viene trabajando para el desarrollo de soluciones logísticas para la industria minera.

La infraestructura actual de la red ferroviaria, especialmente en el ramal C14, tramo que une las estaciones de Güemes y Socompa, se constituye como una oferta estratégica, eficiente y competitiva para transportar la producción del NOA y sus proveedores, se destacó en el reporte de las autoridades de TAC.

El tren tiene la capacidad de facilitar el abastecimiento de materiales para la construcción y de insumos para la producción.

“Entendemos que el fomento de la industria minera impactará directo sobre el sistema ferroviario de cargas argentino y es por eso que estamos enfocándonos en este sector, que no solo es estratégico por la proyección a nivel mundial, sino también por el impacto que puede generar en la economía local”, se explicó.

A su vez señalaron que “estas pruebas permitieron demostrar el funcionamiento del ferrocarril en la Puna y su integración intermodal para cubrir la demanda de las empresas del rubro donde, en un esquema de acuerdos de largo plazo, existe una capacidad de transporte ferroviario de 700.000 toneladas anuales”.

El crecimiento de la minería de litio en los próximos años en las provincias del NOA demandará la concreción de obras de infraestructura destinadas a mejorar y ampliar la red vial y ferroviaria, y potenciar la multimodalidad en un proceso beneficioso para otras industrias relevantes de la región, de acuerdo a un informe elaborado por el Banco Mundial.

Las proyecciones de la industria del litio en Catamarca, Salta y Jujuy, permiten estimar que la producción del mineral se sextuplicará al 2026, al pasar de las 37.500 toneladas registradas al cierre de 2022 a un volumen de 260.000 toneladas que se estiman por la incorporación de proyectos y ampliaciones, con un crecimiento sostenido para lo que resta de la década.

En ese crecimiento también cobran gran importancia dos mega proyectos mineros cupríferos que entrarán en producción, como son Taca Taca, en la provincia de Salta, y Minera Agua Rica Alumbrera (Mara), en Catamarca, además de otras iniciativas metalíferas que se encuentran en marcha y en etapa de análisis.

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Venezuela y Rusia amplían cooperación petrolera y plantean uso pacífico de energía nuclear

Rusia y Venezuela acordaron hoy ampliar su cooperación petrolera y postularon el “uso pacífico de energía nuclear” durante una visita a Caracas del canciller ruso, Serguei Lavrov.

Lavrov, que llegó anoche procedente de Cuba como parte de una nueva gira por algunos países de Latinoamérica, se reunió con la vicepresidenta venezolana Delcy Rodríguez y el canciller Yván Gil.

“Hemos fijado áreas importantes de nuestra cooperación desplegando la ampliación de cooperación en la producción petrolera, desarrollo de yacimientos de gas, agricultura, medicina y farmacéutica”, indicó Lavrov en conferencia de prensa, según la agencia de noticias AFP.

“También consideramos prometedora el área del uso pacífico de energía nuclear, hablamos de este tema hoy, hemos acordado incrementar el volumen de cooperación sobre todos estos ámbitos”, añadió, sin ofrecer detalles.

Recibimos al Canciller de la Federación de Rusia, Serguéi Lavrov, con quien sostuvimos un fructífero encuentro para afianzar nuestros lazos de amistad y cooperación bilateral. ¡Rusia y Venezuela siempre unidas como pueblos hermanos! pic.twitter.com/mstsqaw4bm

— Delcy Rodríguez (@delcyrodriguezv) February 20, 2024

Por su parte, la vicepresidenta venezolana comunicó en la red social X que sostuvo con Lavrov “un fructífero encuentro para afianzar” los “lazos de amistad y cooperación bilateral”, y subrayó: “¡Rusia y Venezuela siempre unidas como pueblos hermanos!”.

Lavrov visitó Venezuela en abril de 2023, cuando invitó al gobierno del presidente Nicolás Maduro a “unir fuerzas” para hacer frente a las sanciones de Estados Unidos.

Gil, en tanto, destacó el “despegue” del comercio entre ambos países. “Rusia se ha convertido en un proveedor confiable de productos secundarios”, sostuvo, sin ofrecer cifras.

La relación Caracas-Moscú se estrechó durante el gobierno del fallecido presidente Hugo Chávez (1999-2013). Ambos países suscribieron 430 acuerdos que incluyen las áreas de minería, gas, petróleo y turismo, que permitieron la llegada de miles de rusos al país caribeño.

“Venezuela es uno de los amigos más cercanos y de confianza en América Latina y en el mundo en general, nos unen las relaciones de asociación estratégica estrecha”, remarcó Lavrov.

Parte de los alcances de la “cooperación de alto nivel” incluyen la compra de armas y equipamiento militar ruso concretada por Venezuela por cientos de millones de dólares hasta el fin de una bonanza económica en 2014.

Tras su visita a Venezuela, Lavrov viajará a Brasil para asistir a un encuentro de cancilleres del G20 que está prevista para suceder en Río de Janeiro mañana y el jueves.

Los cancilleres prevén reunirse de nuevo en Rusia en una fecha por anunciar.

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Genneia, PCR, YPF Luz, Parque Eólico Arauco y Pampa Energía participarán del mega evento de renovables en Argentina

El mega evento Future Energy Summit Argentina está cada vez más cerca y poco a poco comienza a definirse la agenda de la cumbre que se realizará el lunes 11 de marzo en el Hotel Emperador de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA). 

El primer panel de debate se denomina “Utility Scale: Tendencias de las energías renovables ante una nueva etapa del mercado en Argentina” y está enfocado en la visión de futuro de grandes actores del sector energético argentino como son Genneia, Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), YPF Luz, Parque Eólico Arauco y Pampa Energía. 

Bernardo Andrews, CEO de Genneia, representará a la empresa que acaba de superar 1 GW de potencia renovable instalada en Argentina, hito sin precedentes en el país, tras la puesta en operación de su tercer parque solar fotovoltaico Tocota III, de 60 MW de capacidad. 

A lo que se debe añadir que recientemente solicitó el acceso al Mercado Eléctrico Mayorista para su parque solar Los Molles (100 MW) que se localizará en Malargüe (provincia de Mendoza) y que a fines del año pasado fue asignada con 498,37 MW de prioridad de despacho en el Mercado a Término (MATER).  

Martin Brandi, CEO de PCR, será otro de los grandes nombres que dirán presentes en el mega evento Future Energy Summit Argentina y seguramente develará los avances renovables de la compañía, los desafíos y oportunidades que encuentran en el sector. 

Y cabe recordar que Petroquímica Comodoro – Rivadavia también vio un resultado positivo en la última ronda del 2023 del MATER, ya fue adjudicada para la central eólica Vivoratá (18,3 MW de los 399 MW pedidos) y para el parque eólico La Escondida (20 MW de 180 MW), con la particularidad de que ese resultó el único proyecto ganador asociado a la ampliación del sistema de transporte eléctrico de esa convocatoria histórica y, por ende, logró 440 MW de potencia total reservada por la obra. 

Martín Mandarano, CEO YPF Luz, también participará del primer panel de debate de la cumbre del 11 de marzo que se desarrollará muy cerca de que la empresa sobrepase los 500 MW renovables instalados en el país. 

¿Por qué? Tras contar con 497 MW, días atrás presentó una solicitud para la puesta en marcha del parque eólico Levalle I (62 MW de potencia con 10 aerogeneradores) con el que aumentará aún más su participación en el sector renovable y que será otro de los pasos para lograr la marca de 600 MW, que se dará cuando finalice la segunda etapa de dicho proyecto (93 MW con 15  aerogeneradores).

Por el lado de Parque Eólico Arauco (PEA) expondrá su presidente, Ariel Parmigiani, que recientemente dio a conocer que la compañía tendrá los primeros dos parques renovables híbridos de Argentina y segundos de Sudamérica en conectar energía eólica y solar en el mismo punto. 

Es decir que otro de los grandes focos del encuentro serán la hibridación entre distintas tecnologías y el avance de los 100 MW eólicos y 110 MW solares que se integrarán a los 250 MW eólicos ya instalados por Parque Eólico Arauco. 

Mientras que Rubén Turienzo, director de Comercialización de Electricidad de Pampa Energía, no se quedará fuera de este gran panel, el primero de FES Argentina que congregará a más de 400 ejecutivos, inversionistas y líderes de la región. 

Pampa Energía es uno de los grandes referentes de la industria, a tal punto que se mantiene activo en el sector renovable, principalmente a través de adjudicaciones de prioridad de despacho en el MATER (139,5 MW a fin del 2023) y la solicitud de entrada en operación del PE Pampa Energía VI, que  contempla la construcción de una línea de alta tensión de 500 kW de aproximadamente 7 kilómetros de longitud, desde su propia planta de generación hasta la línea de 500 kV de la estación transformadora Bahía Blanca – Central Térmica Luis Piedra Buena. 

Y cabe señalar que esta jornada se da en un contexto de muchas expectativa por el cambio de gobierno, las señales que pudiera dar el Poder Ejecutivo para el avance de las energías renovables y la transición energética en el país. 

Como también de que Argentina cumpla sus compromisos ambientales asumidos, como por ejemplo el Acuerdo de París, la adhesión en la COP 28 o de la Ley Nacional N° 27191 que determina que las fuentes renovables deben alcanzar una participación del 20% del consumo de energía eléctrica nacional al 31 de diciembre de 2025.

Por lo que Future Energy Summit (FES) brindará el espacio ideal para debatir los principales temas de la agenda del sector, visibilizar las oportunidades regulatorias y de inversión, como así también explorar nuevos negocios sostenibles en el camino de la transición energética regional. 

Para más información comunicarse a info@energiaestrategica.com. ¡No te pierdas este increíble evento y súmate a la ola renovable de Future Energy Summit junto a líderes del sector público y privado de Latinoamérica!

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Pronostican un auge en el autoconsumo con energía solar fotovoltaica y solar térmica en Panamá

El crecimiento de la generación distribuida en Panamá ha sido notable en los últimos tres años. Desde el 2021 hasta la actualidad, la capacidad instalada ha aumentado significativamente, pasando de 36 MW a 100 MW.

Este crecimiento vertiginoso ha sido impulsado por una combinación de factores que ha llevado a un reciente aumento interanual del 44% y empresas del sector pronostican que ese porcentaje podrá ser superado este año y el próximo.

“Vamos a ver saltos de crecimiento muy interesantes para el autoconsumo solar en Panamá. Imagino que vamos a llegar al 50% de crecimiento del año pasado y esto es quizás hasta conservador, pero sin dudas pienso que este 2024 y hacia adelante Panamá se va a ir poniendo al día”, declaró Mónica Escalante, directora general de Neo Energy.

La directora de Neo Energy atribuye este crecimiento continuo a varios factores clave. En primer lugar, destaca el aumento de empresas interesadas en la generación distribuida, con más de 60 empresas agremiadas en la cámara solar panameña.

Además, señala la reducción de los precios de los paneles fotovoltaicos y el aumento de las tarifas eléctricas como factores que hacen que los proyectos solares sean cada vez más atractivos para clientes residenciales, comerciales e industriales.

En cuanto a la financiación, Escalante destaca un cambio significativo en el panorama, con prácticamente todos los bancos en Panamá ofreciendo créditos para proyectos de energía solar. Este acompañamiento financiero, junto con las condiciones favorables del mercado, vendría a impulsar aún más el crecimiento del sector.

“Hay mucho interés en Panamá. Nosotros estamos trabajando con comercios e industrias de tamaño medio como pueden ser algunas empresas del sector metalúrgico o de alimentos que requieren instalaciones solares de 100 kW o 120 kW, que obtienen retornos bastante buenos. Pero también hay más oportunidades”.

Además de generación distribuida, el crecimiento y aceptación de la energía solar térmica también iría en ascenso. Según señaló Escalante la tecnología para el calentamiento de agua habría ganado mercado en agroindustrias, así como el sector hotelero, hospitales y clínicas.

“Nosotros hemos hecho proyectos muy interesantes en los últimos tres años para generación de calor con energía solar. De hecho, nos han distinguido con la Palma de Oro en la categoría Innovación Verde en la Gran empresa para un proyecto de este año aportando reducción de energía en procesos productivos y reducción de CO2”, añadió la referente de Neo Energy.

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