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“Va por buen camino”: Alejandro Bulgheroni ratificó su apoyo al Gobierno y reclamó leyes para estimular inversiones

El presidente de Pan American Energy dijo que Javier Milei “tiene bien claro cuáles son las problemáticas y las posibles soluciones” que necesita la Argentina; pidió que el Congreso “sancione leyes correspondientes que den confianza a las inversiones de largo plazo”. “El Gobierno va por buen camino”, dijo el empresario petrolero Alejandro Bulgheroni hoy, en un mensaje donde ratificó su explícito apoyo a la gestión de Javier Milei. Fue en su presentación en el Forum Nacional de Energía, organizado por Lide Argentina, donde insistió en que el país tiene “grandes oportunidades de inversión y crecimiento”, en sectores como la energía, […]

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La industria minera creció 4,8% interanual en marzo de 2024

El Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec), informó hoy que el índice de producción industrial minero (IPI minero) subió 4,8% interanual en marzo de 2024. Asimismo, el acumulado enero-marzo de 2024 presenta un aumento de 9,3% respecto a igual acumulado del 2023. 

Desde el Instituto precisaron que el índice de “Extracción de petróleo crudo y gas natural y servicios de apoyo para la extracción de petróleo crudo y gas natural” registró una suba de 5,1% respecto a igual mes de 2023. 

Por su parte, la “Extracción de minerales metalíferos” subió 2,3% en comparación con marzo del año pasado. A su vez, el índice de “Extracción de rocas ornamentales” mostró una baja de 32,0% respecto a igual mes de 2023.

Por último, el índice de “Extracción de sal” aumento 72,8% respecto a igual mes de 2023 y en el acumulado enero-marzo de 2024 presentó un incremento de 58,7%. 

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Alejandro Bulgheroni elogió el rumbo tomado por el Gobierno: “Va por buen camino”

Alejandro Bulgheroni, dueño de la petrolera PAE y uno de los principales empresarios del país, elogió el rumbo tomado por el gobierno de Javier Milei y abogó por la aprobación de la ley Bases en el Congreso.

“El Gobierno va por buen camino”, aseguró Bulgheroni en su presentación en el Forum Nacional de Energía, organizado por Lide Argentina.

Dijo que el país tiene “grandes oportunidades de inversión y crecimiento”, en sectores como la energía, la minería y la economía del conocimiento.

“Milei es el primer presidente que veo en los últimos 60 años que tiene bien claro cuáles son las problemáticas de la Argentina y las posibles soluciones”, sostuvo el presidente de Pan American Energy, integrante de la familia que posee el cuarto mayor patrimonio del país, estimado en US$ 4.900 millones.

Bulgheroni consideró que el gobierno “está llevando adelante cambios que están en la buena dirección”. 

“El Presidente habló de la necesidad de liberar los mercados y eliminar las trabas que alejan las inversiones y ratificó el cambio cultural que intenta imprimir en su gobierno para instalar al país en la senda de crecimiento sostenido”, destacó Bulgheroni.

Bulgheroni habló también de una “nueva Argentina” que, en su diagnóstico, se abre en el “cambio de rumbo” introducido por Milei. 

“Es una tierra de oportunidades, donde hay sectores como la energía, la minería y la economía del conocimiento que tendrán grandes oportunidades de inversión y crecimiento”, ponderó.

Bulgheroni subrayó la necesidad de aprobar leyes que respalden el escenario económico y proporcionen “seguridad” para el desarrollo del sector privado. 

El empresario dijo que esa seguridad jurídica no es posible si el Congreso no sanciona las leyes correspondientes que “brinden confianza a las inversiones de largo plazo”.

En el marco del encuentro de LIDE, el empresariado del sector energético hizo una fuerte defensa del régimen para grandes inversiones, conocido como RIGI, que se trata en el Senado.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, dijo que “sin el RIGI, no hay GNL”.

El RIGI es un marco jurídico clave para construir una planta de licuefacción de gas para permitir la exportación del hidrocarburo al mundo.

Marin dijo que el escenario del negocio de exportación de gas solo “es competitivo con el RIGI”.

“YPF tiene un trabajo extraordinario con Petronas hace cuatro años, pero el problema es que era infinanciable. Y estamos un poco atrasados”, destacó Marín.

La inversión para esa planta ronda los US$ 2.200 millones e incluye la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur y el puerto.

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Conferencia de Tecnología Offshore: empresarios globales demostraron fuerte interés en invertir en Vaca Muerta

El evento, que se realiza en Houston, Texas, se llevó a cabo el domingo en el NRG Stadium y el stand de Argentina contó con bastante asistencia. Entre otros países, empresarios neuquinos y de otras comarcas de Argentina, encajaron un gran interés de inversores en uno de los eventos más importantes relacionados con la inversión offshore, conocido como Offshore Technology Conference. Es por ello que Canal E se puso en contacto con Darío Irigaray, reportero de Vaca Muerta News, con el fin de ampliar esta información. “El día domingo arrancó como una previa a lo que es la muestra, son […]

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El FMI y Estados Unidos preocupados por la ruptura de contratos de energía en la Argentina

Luego de que el gobierno ofreció pagar con bonos la deuda con generadoras de energía, el Fondo Monetario Internacional (FMI), la embajada de los Estados Unidos, el Departamento de Estado y el Departamento de Energía están preocupados por la “ruptura de contratos”.

Así lo afirmó el presidente de AES Argentina, Martín Genesio, en medio de la polémica entre el Gobierno y las generadoras eléctricas luego de que la Secretaría de Energía instrumentara el pago de la deuda por subsidios con el bono AE38, que implica una quita del 50%, según las empresas.

AES Argentina es una de las pocas empresas multinacionales que operan en el sector eléctrico.

Genesio dijo que recibió llamadas del Fondo Monetario y de los Estados Unidos para preguntarle más sobre el impacto en las compañías energéticas de las resoluciones 58 y 66.

“Romper un contrato es una muy mala señal. Mi expectativa es que se pueda solucionar de otra forma y no se rompan acuerdos previos”, aseguró Genesio, en el marco del seminario de Energía organizado por LIDE.

El alto ejecutivo dijo que “como empresa de Estados Unidos tenemos conversaciones permanentes con estas instituciones que preguntaron cómo se va a resolver la deuda”.

Las empresas enroladas en la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) rechazaron la propuesta del ministro de Economía, Luis Caputo, para pagarles en bonos la deuda que mantiene CAMMESA por más de 1.000 millones de dólares.

La propuesta gubernamental ideada por Caputo consiste en cancelar la deuda por subsidios energéticos, que en el documento oficial se reconoce que a fines de abril alcanzaba $1.074.258.000.000, con una quita del 50% mediante la entrega de un bono en dólares (AE38) para diferir los montos vencidos correspondientes a diciembre y enero.

A las pocas horas de la oficialización, AGEERA le hizo llegar una nota al Ministerio de Economía en la que enumera siete puntos por los que rechaza esta forma de pago.

En la carta firmada por Gabriel Baldassarre, presidente de AGEERA, se indica que la propuesta “impacta en los compromisos financieros asumidos por algunos Generadores con quienes otorgaron financiamiento para desarrollar las inversiones en sus respectivas centrales”.

También se alerta que aceptar este método de pago supone “una quita adicional en la remuneración de los generadores que venden su energía al Spot en pesos, la cual ya se ha visto desvalorizada fuertemente por la elevada inflación de los últimos meses”.

AGEERA alertó que “una modificación unilateral, tanto en los contratos como en los demás derechos adquiridos, repercutiría fuertemente en el mercado eléctrico y las señales para inversión futura, así como en la credibilidad financiera de las empresas, del mercado y del país”.

En ese sentido, agrega que “un problema financiero del mercado energético se convertiría en un incumplimiento del Estado Nacional, fuerte signo de falta de seguridad jurídica”.

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YPF sale a vender: de qué activos se desprenderá y con cuáles se queda

Horacio Marin reveló que YPF venderá sus filiales de Brasil y Chile. Además, se desprenderá de sus acciones en Metrogas y para septiembre no tendrá más los campos maduros. Seguirá en YPF Luz, YPF Litio y en Y-TEC. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó que la petrolera de mayoría estatal avanzará en profundos cambios, al desprenderse de alguno de sus activos, y al mismo tiempo sumarse en nuevos sectores. Además del proceso de venta de los 55 campos maduros que se está llevando a cabo, el ex Tecpetrol afirmó que venderán las filiales de YPF Brasil e […]

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El Gobernador Cornejo participó en la inauguración de un nuevo parque de generación fotovoltaica

Fue generado por las bodegas Chandon Argentina y Terraza de los Andes y cuenta con 522 paneles solares. Este tipo de energía renovable permitirá el abastecimiento energético de esas empresas. Desde hace mucho tiempo, Mendoza suma energía sustentable de forma planificada y estratégica en distintos sectores de la economía provincial. De hecho, se posiciona como una de las provincias que más desarrollan este tipo de energías renovables. Con este panorama, este jueves, el Gobernador Alfredo Cornejo asistió a la inauguración del Parque de Generación Fotovoltaica de Chandon Argentina y Terraza de los Andes, ubicado en la Ruta Provincial 15, kilómetro […]

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El gobernador Orrego recibió al embajador de Estados Unidos en Argentina

Se trata de Marc R. Stanley, quien visita por primera vez la provincia y manifestó estar maravillado por las oportunidades de la provincia en materia de cobre y energía solar. El gobernador Marcelo Orrego recibió en la tarde de este jueves los saludos protocolares del Embajador de Estados Unidos en Argentina, Marc R. Stanley, que visita por primera vez la provincia y en su estadía de tres días visitara la planta de fabricación de paneles solares, los parques nacionales y el telescopio”. De la reunión que se desarrolló en la sala Camus estaban presentes, la ministra de Gobierno, Laura Palma, […]

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Bases de Ley: José María Carambia, el senador de Santa Cruz, propuso elevar el umbral para las donaciones mineras del 3 al 30%

En el contexto del debate sobre las Bases de Ley, el legislador santacruceño José María Carambia dijo que el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) presentó un proyecto de ley con el propósito de cambiar el techo de 3% a las provincias mineras por un 30%. El porcentaje se ha visto aumentado desde hace varios años. Cuestionando el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), el legislador santacruceño José María Carambia del bloque Por Santa Cruz, se presentó durante el plenario de comisiones por la Ley Bases en el Senado de la Nación. En ese escenario, el senador […]

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Pedido a Milei: energéticas quieren más desregulación para avanzar con sus planes

Las principales compañías del Oil & Gas y las renovables coincidieron en un reclamo al Gobierno de acelerar la desregulación del sector para agilizar inversiones claves que permitan un salto exportador. La industria energética se asume como uno de los grandes segmentos que puede transformarse en factor de desarrollo para la Argentina, pero demanda al Gobierno la creación de un marco de negocios adecuado basado en una desregulación y en un fortalecimiento de la seguridad jurídica para atraer las inversiones millonarias necesarias. En medio de una incipiente tensión con la administración de Javier Milei, los líderes de las principales compañías […]

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Las petroleras se suman a las eléctricas en el rechazo al pago en bonos ofrecido por Nación

El conflicto en el sector energético que arrancó con las diferencias entre las empresas generadoras y el Gobierno sumó hoy un nuevo capítulo. Las compañías productoras de hidrocarburos confirmaron hoy su rechazo a la propuesta del Gobierno de cancelar con un bono del Tesoro la millonaria deuda que Cammesa, la firma mixta de control estatal, acumuló por flujos de energía impagos en diciembre y enero. Fue a través de una carta que la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) envió al ministro de Economía Luis Caputo y al secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, donde informan que “la […]

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Llega una nueva entrega de los Premios Nacionales a la Calidad 2023

En el marco de la Ley 24.127, instituida con el fin de propiciar la mejora de la competitividad de empresas y organizaciones de nuestro país, el próximo miércoles 15 de mayo tendrá lugar la ceremonia de entrega de los Premios Nacionales a la Calidad 2023.

Luego del proceso de evaluación de las organizaciones concursantes durante el período 2023, resultaron ganadoras las siguientes empresas:

Cervecería y Maltería Quilmes

Categoría: Gestión Integral

Schneider Electric Argentina

Categoría: Gestión Integral

Macoser SA

Categoría: Gestión PyME

Unidad Generación de Energía Eléctrica de Pampa Energía SA

Categoría: Gestión de la Transformación Digital

Asimismo, la Gerencia Ejecutiva Química de YPF SA fue distinguida con mención especial a la Gestión de Procesos y a la Gestión de la Responsabilidad Social.

La jornada

El acto se realizará en el Auditorio de la Secretaría de Industria y Comercio de la Nación y las entregas estarán a cargo de Pablo Lavigne, secretario de Comercio; de Daniela Ramos, subsecretaria de Política Industrial; y de Daniel Herrero, presidente de la Fundación Premio Nacional a la Calidad.

La Fundación Premio Nacional a la Calidad es la institución designada por la mencionada ley para llevar adelante todas las etapas del concurso anual de las empresas y organizaciones privadas que voluntariamente se presentan. Todas ellas, independientemente de los resultados alcanzados, son retroalimentadas con un enriquecedor informe de sus fortalezas y oportunidades de mejora, elaborado por el equipo multidisciplinario de destacados profesionales por el que fueron evaluadas.

El proceso culmina con el dictamen del cuerpo de Jueces, conformado por destacados ejecutivos y referentes del ámbito empresarial, el cual es finalmente refrendado por la Autoridad de Aplicación de la ley, en este caso el Ministerio de Economía de la Nación.

, Redaccion EconoJournal

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En el último año la Provincia llevó el gas natural a más de 2260 familias

En el último año 2264 hogares rionegrinos, de 22 localidades, accedieron al gas natural a través del plan Gas Rionegrino, financiado desde de la Comisión de fondos de gas de la Legislatura de Río Negro. Las obras de ampliación de redes de gas buscan acompañar el desarrollo de cada localidad, con la inclusión de más familias rionegrinas a un servicio de gas seguro y de calidad. Mientras que a nivel nacional la obra pública no es prioridad, Río Negro sigue invirtiendo en servicios básicos para su población y dando trabajo a través de la obra pública generada. Familias de Cervantes, […]

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EE.UU: Biden cierra filas con el Partido Demócrata tras su decisión de suspender nuevo permisos de exportación de GNL

El presidente de los Estados Unidos, Joe Biden, recibió un importante respaldo del Partido Demócrata a una de sus decisiones más controvertidas en materia energética y de política exterior. Casi 75 diputados y senadores demócratas firmaron una carta en respaldo a la medida adoptada por el gobierno federal para suspender el otorgamiento de nuevos permisos de exportación de gas natural licuado (GNL). Se trata de un apoyo importante de cara a las elecciones presidenciales de este año, pero también configura una señal crecientemente inquietante para los países que apuestan al suministro estadounidense, debido al sesgo anti exportador que comienza a tomar forma en las filas del Partido Demócrata.

«Creemos que los hechos son claros: las exportaciones de GNL perjudican a los hogares y consumidores industriales estadounidenses«, dice la carta firmada por 12 senadores y 60 representantes de la cámara baja del Congreso, que fue remitida esta semana a la Casa Blanca. La misiva supone un respaldo importante para el presidente frente a los cuestionamientos que viene recibiendo de la industria petrolera, el Partido Republicano y desde el extranjero.

Por iniciativa de Biden, el Departamento de Energía (DOE) frenó temporalmente el otorgamiento de nuevos permisos de exportación de GNL, que son necesarios para exportar el gas a los países con los que EE.UU. no tiene firmado un acuerdo de libre comercio. Son países como Japón o los que integran la Unión Europea. Este factor explica porqué el tema generó tanto ruido en la industria y países aliados.

En marzo la secretaria de Energía, Jennifer Granholm explicó que la Ley Nacional de Gas obliga al gobierno a aprobar autorizaciones para proyectos de GNL si están dentro del interés público. «Hacemos un estudio periódico para determinar si las cosas han cambiado, qué es de interés público y cómo debemos avanzar«, explicó la secretaria en el CERAWeek en Houston. Granholm también aseguró que la suspensión terminaría dentro de un año y que no afecta a los proyectos que ya tienen su permiso de exportación aprobado.

Sesgo antiexportador

Al momento de anunciar la suspensión, la Casa Blanca enumeró varios motivos, pero la comunicación presidencial focalizó en el motivo ambiental. “Esta pausa en las nuevas aprobaciones de GNL ve a la crisis climática como lo que es: la amenaza existencial de nuestro tiempo”, dijo Biden en un comunicado en enero. Sin embargo, la carta firmada esta semana por los congresistas demócratas deja entrever que la discusión esta transitando más bien por otros carriles.

“Dado que nuestros aliados están bien abastecidos por las exportaciones existentes, estamos de acuerdo en que ahora es el momento de dar un paso atrás y examinar los impactos a largo plazo que las exportaciones adicionales de GNL de EE. UU. tendrán en los consumidores, las industrias y el ambiente”, explicaron los congresistas.

La carta agrega que “la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) concluyó que ‘el crecimiento continuo de las exportaciones netas, incluidas las de las instalaciones de exportación de gas natural licuado (GNL), ejercerá una presión adicional sobre los precios del gas natural’”.

Los congresistas también buscan incidir en la forma en que el Departamento de Energía evaluará si un proyecto cumple con el interés público. “La determinación de interés público del DOE para las exportaciones de GNL debería incluir una prueba de los efectos que las aprobaciones de exportación tendrán en los consumidores estadounidenses, particularmente en los hogares de bajos ingresos, cuya carga energética suele ser tres veces mayor”, señalaron.

Interés público

Actualmente EE.UU. cuenta con una capacidad de licuefacción de 14 bcf por día y hay proyectos en construcción por 12 bcf. El DOE también aprobó proyectos por otros 22 bcf que esperan por una decisión final de inversión. El gobierno aclaró en reiteradas ocasiones que ninguno de estos 48 bcf de capacidad de exportación están alcanzados por la suspensión de permisos.

En cambio, para cualquier otro proyecto que se presente en el futuro, se considerará si cumple con el interés público según una serie de factores. “El DOE inició una pausa temporal en las exportaciones de GNL para que nuestros laboratorios realicen una evaluación basada en datos sobre qué significan unas mayores expansiones en las exportaciones estadounidenses para nuestro clima, para la energía global, para la seguridad nacional y global de nuestros aliados y para los precios internos«, explicó Granholm en el CERAWeek.

Presiones

El respaldo del nutrido grupo de demócratas llega en un momento de fuertes presiones de la industria y del Partido Republicano para que la suspensión sea levantada. En abril los republicanos intentaron sin éxito incluir en un paquete de ayudas económicas a Israel, Ucrania y al Asia Pacífico (principalmente a Taiwan) algunos artículos que hubiesen limitado los poderes del Departamento de Energía sobre las autorizaciones de exportación de GNL.

Previamente, en febrero, más de 150 congresistas republicanos, encabezados por la presidenta del Comité de Energía y Comercio de la Cámara de Representantes, Cathy McMorris Rodgers, enviaron una carta al presidente Biden criticándolo por la suspensión. “Esto es económica y estratégicamente peligroso e innecesario. Tanto bajo administraciones demócratas como republicanas, el DOE ha determinado sistemáticamente que las exportaciones de GNL de Estados Unidos sirven al ‘interés público’ porque aportan beneficios económicos positivos y fortalecen la seguridad energética del pueblo estadounidense, y también tienen el potencial de reducir las emisiones globales de gases de efecto invernadero”, dijeron los republicanos.

Biden también recibe presiones de los demócratas en los estados en los que la industria del gas y el GNL pesa con fuerza. El caso central es el de Pennsylvania, el segundo estado productor de gas natural en los EE.UU. “Si esta decisión pone en riesgo los empleos energéticos de Pennsylvania, presionaremos a la Administración Biden para que revierta esta decisión”, declararon Bob Casey y John Fetterman, senadores demócratas por el estado. El tema es aún más relevante para los demócratas si se considera que Pennsylvania es un estado clave en todas las elecciones presidenciales por el número de representantes al colegio electoral que aporta. Donald Trump ganó allí en 2016 y Biden se impuso en 2020. La pelea electoral promete ser nuevamente reñida.

Un antecedente

No es la primera vez que en las filas demócratas expresan preocupación por las exportaciones de GNL. A principios de 2022, una decena de senadores firmaron una carta en la que pidieron a Biden que limitara las exportaciones de gas licuado para moderar los precios domésticos del gas natural.

Los contratos de gas natural en el NYMEX cotizaban a US$ 4 por MMBtu al momento de la publicación de esa carta. Pocos días después comenzó la invasión de Rusia a Ucrania, exacerbando aún más la demanda internacional de gas natural licuado, que ya venía en ascenso desde mediados de 2021. Este factor y otros de carácter domésticos llevaron a que el precio mayorista promedio del gas Henry Hub del año 2022 fuera de US$ 6,45 MMBtu, el precio más alto desde 2008 y un aumento de 53% en comparación con el precio promedio de 2021, según datos de la Administración de Información Energética (EIA).

Precios spot Henry Hub 2022 (EIA).

La situación de mercado hoy es exactamente la contraria. El gas esta cotizando a precios mayoristas de US$ 2 por MMBtu, más cerca del precio promedio de los años inmediatamente anteriores a la pandemia. Uno de los drivers de esta baja es el aumento del gas asociado con el crecimiento de la producción petrolera en Texas. EE.UU. esta registrando una producción récord de 13 millones de barriles diarios.

, Nicolás Deza

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Panamá anticipa una nueva licitación de corto plazo para el suministro de potencia y energía

La Secretaría Nacional de Energía (SNE) publicó una Resolución dirigida a recomendar a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) la elaboración y presentación ante la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), del pliego necesario para efectuar una Licitación pública, de corto plazo, tendiente a contratar la potencia y energía.

Este documento firmado por la secretaria Rosilena Lindo Riggs, se alinea con la Agenda de Transición Energética, que busca dinamizar el sector eléctrico y llevar adelante los cambios que requiere el país en forma participativa, justa y equitativa.

Desde la SNE confirmaron a Energía Estratégica que el pliego de cargos ya está siendo trabajado por ETESA y revelaron en exclusiva para este medio que la convocatoria será por «al redor de 90MW».

Este anticipo de licitación -que se da en momentos de transiciones de gobierno- demuestra que el sector eléctrico precisa avanzar a todo ritmo para cubrir los requerimientos de una demanda al alza en el Hub de las Américas.

Si bien, aún no se aclara de cuántos megavatios sería la convocatoria requerida, el tiempo apremia para llevarla a cabo. Según indica la Resolución de la SNE el

esquema de contratación debería incluir:

La recepción de ofertas para el acto de licitación pública se deberá realizar a más tardar treinta (30) días después de la publicación del pliego de cargos, teniendo en cuenta las modificaciones que el regulador pueda hacer a los plazos aplicables establecidos en las Reglas de Compra.

Los requerimientos de potencia firme y de energía para plantas existentes deberán ser atendidos en un solo renglón de potencia firme y energía asociada.

Periodo a asignar los contratos de suministro: desde el 1 de enero del 2025* hasta 31 de agosto del 2026.

En tal sentido, es preciso aclarar que ETESA oficiaría como gestora de este proceso, pero los compradores de los productos de potencia y energía serían la Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste S.A. (EDEMET), la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí S.A. (EDECHI) y Elektra Noreste S.A. (ENSA).

Aquello sería coincidente con los procesos de corto plazo precedentes, como la Licitación LPI NO.ETESA 01-21 o la Licitación LPI Nº. ETESA 01-23 en las cuales no se alcanzaron los niveles de contratación mínima de potencia y energía para todas las empresas de distribución eléctrica establecidos en las Reglas de Compras, lo que precisamente hizo necesario este nuevo proceso.

En su momento, los generadores que asistieron a dichas convocatorias se pronunciaron en contra de los cálculos para definir los precios del oferente virtual y, aunque en ambos casos habían reflejado mejoras respecto a los previos, complejizaba la adjudicación de todos los requerimientos.

Considerando aquello, en la convocatoria de corto plazo que se plantea para este año, la SNE recomienda a la ASEP realizar una evaluación técnica/económico utilizando diversos precios de la oferta virtual que considere las estaciones predominantes en Panamá (estaciones seca y lluviosa), para determinar si existen beneficios en el volumen de contratación y de ser así implementar esta medida.

Resolución N.° MIPRE-2024-0015583 de 9 de mayo de 2024

*En la Resolución publicada el Periodo a asignar los contratos de suministro está definido erroneamente desde el 1 de enero 2024* hasta 31 de agosto 2026. Lo correcto sería desde «el 1 de enero del 2025»

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La producción de shale oil de YPF creció un 21% interanual y alcanzó los 112.000 barriles equivalentes por día

YPF, la petrolera bajo control estatal, presentó los resultados que obtuvo en el primer trimestre de 2024. La producción de crudo shale mostró un crecimiento interanual del 21%, al alcanzar los 112.000 barriles equivalentes por día en el primer trimestre de este año. El EBITDA ajustado llegó los US$ 1.245 millones, un 15% superior al trimestre anterior.

La producción total de hidrocarburos promedió los 526.000 barriles equivalentes de petróleo por día, un crecimiento del 3% respecto al primer trimestre de 2023. Según destacaron desde la compañía “Este resultado fue impulsado por la producción shale que hoy representa el 49% del total de la compañía”. La producción de petróleo se mantuvo alta en 255.000 barriles equivalentes diarios, un 7% superior a la del primer trimestre de 2023.

Las exportaciones de petróleo Medanito a Chile totalizaron 23.000 barriles por día, lo que representa un crecimiento del 22% respecto al cuarto trimestre del 2023.

Demanda

 La demanda local de combustibles disminuyó un 11% con relación al cuarto trimestre del año anterior debido principalmente a la contracción de la demanda minorista y a la demanda estacional de gasoil, según precisaron desde la petrolera. Las importaciones de combustibles disminuyeron sensiblemente y sólo representaron el 4% de las ventas locales de combustibles en el primer trimestre de este año.

Los niveles de procesamiento en los tres complejos industriales de YPF promediaron los 301.000 barriles día, alcanzando un ratio de utilización del 92%, un 4% superior respecto al cuarto trimestre de 2023.

Inversiones

Las inversiones totalizaron los US$1.252 millones, un 4% menores a las del mismo período del año anterior. Más del 50% del total fue concentrado en Vaca Muerta en línea con la estrategia de crecimiento en el corto plazo de la compañía.

El flujo de caja libre fue negativo por US$394 millones, considerando que las inversiones y los pagos de las importaciones diferidas del 2023 al primer trimestre de 2024 y los intereses financieros no fueron totalmente compensados por el flujo positivo de las operaciones. La deuda neta alcanzó los US$ 7.200 millones, un ratio de apalancamiento neto de 1,7x.

, Redaccion EconoJournal

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CNE da a conocer estudio de percepción en torno al proceso de licitación de suministro

En el marco del constante monitoreo que realiza de los mercados energéticos del país, la Comisión Nacional de Energía (CNE) encargó a la Consultora Criteria el estudio de opinión “Percepciones sobre el proceso de licitación de suministro a clientes regulados”, con el objetivo de conocer la opinión y percepción de las empresas generadoras que han participado en estos procesos y así evaluar el desempeño y potenciales perfeccionamientos a este mecanismo, cuyo acto de adjudicación del último proceso se realizó recientemente.

Es así como, dentro del estudio, realizado con una metodología estandarizada, participaron 25 empresas generadoras representativas del mercado nacional, tanto nuevos entrantes como empresas consolidadas, y de diversos tamaños, considerando desde aquellas menores a 100 MW hasta las que superan los 1.500 MW de capacidad instalada.

Las principales líneas de indagación de la encuesta apuntaron a conocer los factores que inciden en la participación de la licitación, así como la percepción respecto de las modificaciones introducidas en el proceso de licitación 2023/01 y los temas que la industria considera que serían relevantes para futuros procesos.

Resultados

Entre los principales resultados del estudio se encuentran los siguientes hallazgos:

Los factores que más afectan la participación de potenciales oferentes son las dificultades de financiamiento (88%), las condiciones del mercado de generación (72%) y las dificultades para obtener permisos (72%).

Además, un 60% señala que existen otras razones corporativas, como priorizar portafolios en ejecución, restructuraciones y venta de activos, las que afectan mucho o bastante la participación, mientras que un 40% indicó la escasez de proyectos desarrollados en condición ready to build.

Al detallar estas razones, las empresas encuestadas relevaron factores regulatorios y de infraestructura, tales como la incertidumbre por políticas de estabilización tarifaria y congestiones en transmisión, y factores económicos y de riesgos asociados al financiamiento y la percepción de un ambiente regulatorio inestable.

Respecto a los cambios realizados en la Bases de Licitación 2023/01, un 92% de los encuestados indican que el mecanismo de traspaso de costos sistémicos ha sido un factor importante al momento de interesarse y participar en esta licitación, al igual que la zonificación de la demanda y los puntos de ofertas (84%).

Por otro lado, el incentivo al almacenamiento fue valorado positivamente por un 56% de los encuestados.

Respecto a la evaluación general sobre los procesos de licitación, el 76% de los encuestados evalúa positivamente los tiempos y plazos del proceso, al tiempo que 72% evalúa positivamente la accesibilidad de los documentos de interés; un 64% lo hace respecto a la disponibilidad de documentos, y un 56% evalúa positivamente a la claridad de la información y su difusión.

Expectativas y posibles perfeccionamientos a los procesos de licitación

Sobre las expectativas y la valoración de los procesos de licitación de suministro a clientes regulados, un 72% manifiesta que son procesos relevantes para lograr un suministro a precios eficientes para clientes regulados, mientras que 56% menciona la importancia que tiene el mecanismo de licitaciones en la incorporación de nuevos proyectos de generación.

Por otro lado, casi la mitad (48%) de los encuestados señala la importancia que tienen estos procesos licitatorios en la promoción de la entrada de nuevos actores al mercado y en la promoción de la transición energética (48%).

Respecto a los ámbitos de mejoras a las Bases de Licitación, el estudio arroja los siguientes aspectos:

Aumentar la estabilidad regulatoria y proteger los contratos suscritos.
Precio de reserva acorde al mercado y mejorar incentivos al almacenamiento.
Eventual incorporación de cláusulas ‘take or pay’ y garantías de facturación mínima.
Flexibilizar los contratos para permitir ajustes ante cambios de mercado y fomentar participación de nuevos actores y tecnologías.

Alcances

Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE, señaló que los resultados de este estudio “constituyen un insumo relevante para el seguimiento que hacemos permanentemente en torno al mecanismo de licitaciones de suministro, por lo que realizar este tipo de ejercicio nos permite tener una comprensión más sistemática de las percepciones de los agentes de este mercado”.

“Un resultado relevante que arroja el estudio respecto de la evaluación del mercado de generación y percepción sobre su futuro, es que, a pesar de que la mirada actual de los encuestados sobre el mercado de generación no es positiva, en general, la industria tiene una mirada optimista sobre la salud del sector de cara al 2030”, precisó.

“Por último, la idea es avanzar junto a la industria y todas las partes interesadas en este tema, para que siga cumpliéndose el objetivo de asegurar suministro eléctrico continuo y al menor costo posible a los clientes regulados, razón por la cual la CNE tiene mecanismos de participación para todos los interesados en estos procesos licitatorios”, añadió la autoridad.

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Dominicana otorga Segunda Enmienda al contrato de Concesión Definitiva para el Proyecto Montecristi Solar

Se llevó a cabo la firma de la Segunda Enmienda al contrato de Concesión Definitiva para el proyecto «Montecristi Solar», entre el Estado dominicano, representado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), y la empresa Montecristi Solar FV, S.A.S.

Fue firmado por el director ejecutivo de la CNE, Edward Veras y el presidente-administrador, Martin Johann Wagner. Bajo el nombre de «Montecristi Solar», este proyecto energético representa un hito significativo en el panorama nacional, con una capacidad concesionada impresionante que abarca dos fases distintas.

En su Fase I, Montecristi Solar se erige con una capacidad de cincuenta y siete punto noventa y seis megavatios (57.96 MW), mientras que en su Fase II, la capacidad se despliega con cincuenta y siete punto noventa y seis megavatios pico (57.96 MWp) y cincuenta y dos punto ochenta megavatios nominal (52.80 MWn).

En total, esta enmienda consolida una capacidad concesionada pico de Ciento quince punto noventa y dos megavatios pico (115.92 MWp) y una capacidad nominal total de Ciento cinco punto sesenta megavatios nominal (105.60 MWn).

La fuente primaria de energía para este proyecto es la solar fotovoltaica, marcando así un paso firme hacia la diversificación y la sostenibilidad en el sector energético del país. Ubicado en el Municipio Guayubín, provincia Montecristi, República Dominicana, Montecristi Solar no solo promueve la generación de energía limpia, sino que también contribuye al desarrollo económico y tecnológico de la región.

Este acuerdo refleja el compromiso continuo del Gobierno dominicano con la expansión de las energías renovables y el impulso de proyectos innovadores que fortalezcan la infraestructura energética del país. La firma de la Segunda Enmienda al contrato de Concesión Definitiva es un paso adelante hacia un futuro más sostenible y próspero para todos los dominicanos.

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Más generación para ganarle a la fluctuación de voltaje: la premisa que sacaría adelante a Puerto Rico

Puerto Rico avanza en la implementación de medidas para lograr su transición energética con fuentes renovables. No obstante, la inestabilidad del voltaje presente en estos momentos generaría retos adicionales a los participantes del mercado. 

De acuerdo con Javier Rivera, CEO de Sunbeat Energy, la situación actual dificulta el funcionamiento adecuado de los equipos de energía renovable y obstaculiza el progreso del archipiélago hacia un futuro energético sostenible.

Al respecto, es preciso recordar que todos los equipos de energía renovable tienen unos parámetros de valores altos y bajos donde pueden desarrollarse; cuando estos están por debajo de los parámetros normales, los equipos tienden a protegerse y crea la contingencia de que el beneficiario no tenga el sistema energético en caso de una emergencia. 

¿Qué principal efecto negativo trae? Según explicó el empresario, además de propiciar la indisponibilidad del sistema, está creando una fisura entre lo que es la garantía y el servicio de sistemas de generación y almacenamiento distribuidos. 

“En este caso, el sistema eléctrico del país crea una sobrecarga de costos y de servicios que realmente no están cubiertos dentro de una garantía y que en un futuro podría tener un impacto económico a los residentes que se benefician de los equipos energéticos brindados por fondos federales o sencillamente por fondos privados”, observó Javier Rivera. 

¿Cuál sería la solución? Desde la perspectiva del referente de Sunbeat, aumentar la generación tanto en utility scale como generación distribuida permitiría contar con una mayor cantidad de potencia disponible para estabilizar el sistema y resolver las fluctuaciones de voltaje. 

Hasta tanto se resuelva a fondo esa problemática, Sunbeat Energy está ofreciendo en el mercado inversores y baterías con parámetros más amplios para hacer frente a las fluctuaciones de voltaje.

“Nos vemos atemperados a buscar una solución. Por eso, nuestros equipos ahora mismo en el mercado son unos de los que tienen los parámetros más amplios para enmendar los mismos. Además, tienen la capacidad de poder segmentar a unas áreas de mayor voltaje y de menor voltaje más amplios, en comparación a otros productos que están en el mercado”. 

Aquello no sería todo. Rivera mencionó que están orientando a los clientes para que reporten variaciones directamente a la compañía eléctrica Luma, y hagan sus querellas con el fin de estabilizar los voltajes por zonas. Sin embargo, reconoce que esto es un desafío que requiere de unir voluntades entre distintos actores del mercado. 

“Definitivamente, es una labor titánica. Cada sector tiene que incurrir en unos ajustes de voltaje por generación que muchas veces está hasta fuera de sus manos. Así que lo que se está haciendo es orientar al consumidor a poder comunicarse directamente con la agencia de generación, en este caso Luma, para que logre estabilizar el sistema y que los equipos que están brindando de alguna manera estabilidad al sistema puedan funcionar de manera apropiada”, comentó Javier Rivera, CEO de Sunbeat Energy. 

Y concluyó: “Encontrar un culpable no nos va a llevar a crear un pilar para la energía renovable y a trascender a nivel mundial. Lo más importante es unir voluntades entre el sector privado y el sector público. El llamado es a sentarse a buscar soluciones y conseguir las fortalezas de cada uno, para lograr la transformación energética del país”.

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A la espera de confirmación: Jinko sigue de cerca las posibles licitaciones en Panamá y Guatemala

Jinko Solar, reconocido fabricante chino de soluciones fotovoltaicas, fue una de las grandes empresas que asistieron al mega evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean.

Ricardo Palacios, director de ventas para Centroamérica, Caribe y México de Jinko Solar, dio a conocer la visión de la compañía en cuanto a proyectos y soluciones para los mercados de Latinoamérica y anunció que acompañarán las futuras convocatorias en la región.

“Buscamos la posibilidad de llegar a la mayor cantidad de participantes en las licitaciones. Y desde Jinko Solar seguimos de cerca los procesos con empresas, desde aquellas que están iniciando el desarrollo de sus proyectos hasta las más avanzadas en el camino”, sostuvo durante el panel de debate “Focus Panamá y Guatemala: Proyectos Utility Scale y la resiliencia e independencia energética como objetivo fundamental”.

De hecho, Palacios vaticinó que algunos clientes cercanos a la compañía que ya poseen concesiones activas estarán portando su presencia en ese tipo de convocatorias aunque ni siquiera tengan construidos los proyectos. 

En Panamá ya fue lanzada la Licitación Pública Internacional (LPI) Nº ETESA 01-24 para la contratación de largo plazo de potencia y energía exclusivamente a centrales de generación renovable.

La particularidad es que el sector aún está a la espera que la autoridad y la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA), entidad gestora de la licitación, se expidan sobre las adendas planteadas para asegurar la claridad durante el proceso previo a la celebración del acto de presentación y recepción de ofertas, debido a ciertas dudas en la normativa de almacenamiento y cálculo de potencia firme para centrales híbridas. 

Aunque es preciso recordar que el nuevo gobierno de Panamá fue elegido el pasado domingo 5 de mayo e iniciará sus actividades recién el 2 de julio, por lo que aún resta conocerse si se entregarán ofertas antes de su asunción o mucho después

Mientras que por el lado de Guatemala, la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) puso a consideración que se desagregue la gran licitación PEG-5, la cual fue anunciada por el exministro de Energía y Minas, Manuel Eduardo Arita Sagastume, con el objetivo de adjudicar nuevas plantas de generación para el 2030, pero las nuevas autoridades de gobierno no ratificaron dicho compromiso. 

Por tanto el regulador no se pronunció al respecto y tampoco socializaron pliegos, aunque el presidente electo, Bernardo Arévalo, está al tanto de ello, por lo que seguramente será cuestión de que la política energética termine de tomar forma para que se avance en la materia. 

A pesar de ello, desde Jinko Solar insistieron en que las licitaciones son pasos en la dirección adecuada para reducir la huella de carbono.

“Además, implica mantener matrices balanceadas dentro de las renovables y una oportunidad para poder ofrecer que los productos fotovoltaicos puedan estar en esos proyectos”, agregó el director de ventas para Centroamérica, Caribe y México de la compañía.

Cabe recordar que Jinko Solar ostenta una participación de mercado del 15% y cuenta con una capacidad productiva de aproximadamente 80 GW, pero en Latinoamérica el market share asciende a 30%, lo que significa que uno de cada tres módulos vendidos en la región es de su marca.  

A la par que avanza con la premisa de generar una solución completa para el sector, ya que no solo busca liderar en el segmento de los módulos teniendo el control de la fabricación de cada uno de los componentes para la generación fotovoltaica, sino además replicarlo para almacenamiento.

“Jinko tiene una incursión en baterías para almacenamiento, tanto para el segmento comercial – industrial como utility scale. Y una de las razones es porque sabemos que es el complemento ideal para lo que hacíamos anteriormente. Buscamos ofrecer soluciones 2 en 1, como una sola empresa que se encarga de hacer ambas tecnologías”, subrayó Ricardo Palacios en FES CA & The Caribbean.

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También la CEPH rechazó cobrar con bonos la deuda de Cammesa

En una nota que lleva la firma de su presidente, Carlos Ormachea, la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) expresó al ministro de Economía, Luis Caputo, y al Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, su rechazo a la propuesta de pago parcial con bonos de la deuda que CAMMESA tiene con los productores de gas, formulada por el gobierno.

Este rechazo se sumó al expresado por la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica (Ageera) esta misma semana.

En cualquier caso serán las empresas miembro de cada una de estas entidades las que resolverán si accionan judicialmente en el caso de que Economía ratifique su propuesta.
La CEPH nuclea a las mas importantes empresas productoras de petróleo y de gas que operan en el país, aunque YPF informó que “toda comunicación emitida por la Cámara NO incorpora la posición de la Compañía (de mayoría accionaria estatal) salvo que expresamente así lo indique”.

El texto cursado por la Cámara hace hincapié en “la Resolución de la Secretaría de Energía 58/2024, que dispone la forma de pago de la deuda que actualmente mantiene CAMMESA con los productores de gas nucleados en esta Cámara por las entregas de gas natural de los meses de diciembre de 2023 y enero y febrero de 2024”.

“La Resolución dispone respecto de la Deuda que CAMMESA deberá determinar el monto correspondiente con cada Acreedor del MEM (según dicho término se define en la Resolución) para luego firmar acuerdos individuales con el objeto de abonar los meses de diciembre 2023 y enero 2024 mediante la entrega de bonos AE38, y el mes de febrero 2024 en efectivo”.

“Al respecto, le informamos que la mayoría de los Productores nucleados en esta Cámara rechaza la modalidad de pago dispuesta. El rechazo en cuestión se funda en lo siguiente:

La Resolución afecta los derechos contractuales de los Productores al amparo de los contratos celebrados con CAMMESA en el marco del “PLAN DE REASEGURO Y POTENCIACIÓN DE LA PRODUCCIÓN FEDERAL DE HIDROCARBUROS, EL AUTOABASTECIMIENTO INTERNO, LAS EXPORTACIONES, LA SUSTITUCIÓN DE IMPORTACIONES Y LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE PARA TODAS LAS CUENCAS HIDROCARBURÍFERAS DEL PAÍS 2023-2028” (el “Plan Gas.Ar”), aprobado por el Decreto 892/2020 y modificado por el Decreto 730/2022, en clara afectación a su derecho constitucional de propiedad.

La alteración, de manera unilateral por parte de esa Secretaría, a los términos de contratos celebrados al amparo de procesos licitatorios públicos, afecta la seguridad jurídica, genera incertidumbre a futuro respecto de la estabilidad de reglas, y constituye un precedente que desalentará nuevas inversiones.

Se afecta en forma directa la posibilidad de continuar llevando adelante inversiones en perforación y terminación de pozos y/o construcción de infraestructura, y el mantenimiento de los niveles de producción, incrementando innecesariamente el riesgo de suministro de gas natural, la continuidad de la cadena de pagos y el crecimiento del sector.

La conducta del Estado Nacional por medio de la Resolución y la instrucción que imparte a CAMMESA resulta violatoria de los contratos celebrados por los Productores, de los términos del Plan Gas.Ar, así como de la normativa aplicable. Ello debido a que CAMMESA adeuda la totalidad de las entregas de los meses de diciembre de 2023, enero y febrero de 2024, más intereses desde octubre 2023, cuando en simultáneo cuenta con fondos disponibles para hacer frente a parte de esa Deuda.

En este sentido, resulta altamente cuestionable y preocupante que la Resolución pretenda sujetar el pago de la deuda correspondiente a las entregas del mes de febrero a la firma de un acuerdo en el cual se acepte el cambio unilateral de los contratos para los montos correspondientes a las entregas de gas de diciembre y enero (con la quita que ello implica).

El Plan Gas.Ar ha generado las condiciones para que se lleven adelante inversiones a través de mecanismos de contractualización para las entregas de gas natural a mediano plazo, y ha generado un complejo de obligaciones y derechos en cabeza, tanto del Estado Nacional como de los Productores adjudicatarios.

Resulta preocupante que la Resolución no sólo omita los términos del Plan Gas.Ar, sino que adicionalmente no determine propuesta de pago alguna para las compensaciones que adeuda el Estado Nacional a los Productores bajo ese esquema, las cuales se encuentran pesificadas vencidas con mora en algunos casos por más de 18 meses.

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Sungrow propone replicar las inversiones renovables de Sonora en otros estados mexicanos

El mega evento FES México, organizado por Future Energy Summit, reunió a más de 500 líderes y del sector de las energías renovables de la región, con el fin de visibilizar las oportunidades y explorar nuevos negocios e inversiones sostenibles en el camino de la transición energética. 

Allí muchos expertos coincidieron en que en los últimos años el avance de la actividad renovable se ha visto principalmente por la generación distribuida, alcanzando récords históricos.

Uno de ellos fue, Francisco Alcalde, Key Account Manager de Sungrow, fabricante líder de inversores y sistemas de almacenamiento, quien habló de la importancia de este segmento para el país y propuso incentivar aún más la actividad en distintos puntos del país.

“En generación distribuida, estamos teniendo nuevas oportunidades de negocio con sistemas de almacenamiento para mejorar ciertas condiciones financieras en el mercado que pueden no solamente ayudar el tema de red sino que además genera ahorros bien recibidos para el mercado residencial, comercial e industrial”, explicó. 

Y agregó: “Si bien las zonas industriales como el Bajío y Nuevo León son las que van a tener mayor demanda, todo México tiene el potencial de crecimiento y tenemos que incentivar el uso de las renovables en cada sector del país”. 

De esta forma, sugiere establecer un marco regulatorio que sea acorde a cada una de las regiones. Al crear reglas de juego según la “tropicalización” se podría dar un crecimiento interesante de las renovables. 

En este sentido, de acuerdo al experto, el Gobierno tiene que incentivar la generación distribuida de forma ordenada en cada región teniendo en cuenta sus particularidades y necesidades de los sectores económicos.  

“Quiero poner el ejemplo de Sonora donde el gobierno está poniendo en cada una de las estaciones de policía paneles solares y patrullas eléctricas. Es un estado que se está modernizando porque las autoridades locales junto a la industria le están poniendo empeño. Esto debería replicarse en otras ciudades de distintos puntos del país”, aseguró.

Además de estas iniciativas renovables de menor escala, cabe destacar que en dicho estado está situado el megaproyecto que prevé transformarse en la planta solar más grande de Latinoamérica y la séptima en el mundo, con una capacidad de 1GW en su etapa final.

Este proyecto está ubicado en Puerto Peñasco y fue ideado por la actual administración y busca la soberanía energética del país utilizando los recursos energéticos nacionales en forma sustentable para aumentar el nivel de vida de los sonorenses, mejorar la competitividad económica de la región y atacar la pobreza energética en cualquiera de sus manifestaciones.

 

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YPF: Primer trimestre con Ebitda de U$S 1.245 millones y producción promedio de 526 mil bep/día

En el primer trimestre de 2024 YPF mejoró sus niveles de rentabilidad y su producción creció impulsada por Vaca Muerta.

Durante el primer trimestre de 2024 el EBITDA ajustado (beneficio antes de intereses y amortizaciones) alcanzó los U$S 1.245 millones, un 15 % superior al del trimestre anterior. El aumento interanual fue aún mayor, impulsado por el crecimiento de la producción de petróleo.

La producción total de hidrocarburos promedió los 526 mil barriles equivalentes de petróleo por día, con crecimiento del 3 % respecto al primer trimestre de 2023. Este resultado fue impulsado por la producción shale que hoy representa el 49 % del total de la compañía.

La producción de petróleo se mantuvo alta en 255 mil barriles equivalentes diarios, un 7 % superior a la del primer trimestre de 2023. En el mismo período, la producción de crudo shale registró un crecimiento interanual del 21 % al alcanzar los 112 mil barriles equivalentes por día en el primer trimestre de este año.

Como dato a destacar, las exportaciones de petróleo Medanito a Chile totalizaron 23 mil barriles por día, lo que representa un crecimiento del 22 % respecto al cuarto trimestre del 2023.

La demanda local de combustibles disminuyó 11 % con relación al cuarto trimestre del año anterior debido principalmente a la contracción de la demanda minorista y a la demanda estacional de gasoil. Las importaciones de combustibles disminuyeron sensiblemente y sólo representaron el 4 % de las ventas locales de combustibles en el primer trimestre de este año.

Los niveles de procesamiento en los tres complejos industriales de YPF promediaron los 301 mil barriles día, alcanzando un ratio de utilización de capacidad del 92 %, un 4 % superior respecto al cuarto trimestre de 2023.

Las inversiones totalizaron U$S 1.252 millones, un 4 % menor a las del mismo período del año pasado. Más del 50 % del total fue concentrado en Vaca Muerta en línea con la estrategia de crecimiento en el corto plazo de la compañía.

El flujo de caja libre fue negativo por U$S 394 millones, considerando que las inversiones y los pagos de las importaciones diferidas del 2023 al primer trimestre de 2024 y los intereses financieros no fueron totalmente compensados por el flujo positivo de las operaciones. La deuda neta alcanzó los U$S 7.200 millones, un ratio de apalancamiento neto de 1,7x.

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Growatt realiza con éxito ShineElite en Argentina

El 30 de abril se llevó a cabo con éxito el seminario técnico «ShineElite Buenos Aires 2024» en Buenos Aires, Argentina, con la asistencia de más de 130 participantes.

El evento comenzó a las 16:00 horas y contó con la participación de Rubén Avendaño, ingeniero de soporte técnico, y Leandro Mendoza, especialista en marketing de productos, quienes expusieron las nuevas soluciones que Growatt ofrece en el mercado, destacando los aspectos técnicos clave de sus productos.

Durante el seminario, se presentó la nueva generación de inversores On-Grid e Híbridos, específicamente las series X y XH. Además, se introdujo el nuevo inversor off-grid SPF 6000ES Plus, que incluye mejoras significativas como dos entradas de CA para integrar un generador adicional sin la necesidad de un ATS extra, y dos MPPT que permiten instalaciones en diferentes orientaciones o inclinaciones, aumentando así la versatilidad del equipo.

El evento también incluyó una sesión de capacitación sobre la creación de cuentas y monitoreo a través de las plataformas de Growatt, diseñada para estandarizar los procedimientos entre los instaladores. Se exhibieron varios equipos, incluyendo el SPF 6000ES Plus con batería HOPE 5.5L-A1, el inversor comercial MAX 80KTL3-X, el MID 15KTL3-X para el segmento comercial, y el cargador de vehículos eléctricos THOR 11AS-P.

Este seminario no solo refuerza el compromiso de Growatt con el mercado argentino, sino que también demuestra su liderazgo en innovación y su enfoque en proporcionar soluciones energéticas avanzadas y adaptadas a las necesidades específicas de los mercados locales.

Growatt continúa consolidando su presencia en América Latina, ofreciendo productos de alta tecnología y capacitaciones que empoderan a los profesionales del sector y contribuyen al desarrollo sostenible de la región.

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El Mosconi analiza y fija su posición en relación al proyecto “Bases”

El Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” emitió un documento donde analiza y fija su posición sobre las modificaciones contenidas en el proyecto “Bases” de la ley de Hidrocarburos 17.319; la 24.076 de Marco Regulatorio del Gas Natural y la Ley 26.741.

La libertad de comercialización y precios que desea imponer el PEN debería tener como contrapartida en el artículo 6º de la 17.319, una clara indicación de que la reglamentación posterior se deberá instrumentar de forma tal que vender en el mercado interno resulte igual de atractivo que exportar, para evitar que las concesiones esquiven ofertar en el mercado internoconcentrándose en la exportación.

Con relación a la libertad de exportación, establecida en las reformas a las leyes 17.319 y 24.076, si el PEN lograra imponer el abandono del principio de prioridad para el autoabastecimiento, entonces debería quedar claramente redactado en el articulado que las exportaciones deberán ser reglamentadas por el Poder Ejecutivo Nacional, debiéndose considerar que los exportadores se hagan cargo, en caso de producirse, del sobrecosto del abastecimiento interno, conforme las formas y modalidades de la propia reglamentación. Continuando con lo anterior, se debería mejorar la coherencia y compatibilidad entre los artículos 6º de la 17.319 y los artículos 3º y 3º bis de la 24.076, para que las condiciones de exportación entre petróleo, gas natural y GNL sean explícitamente similares.

Es necesario corregir la redacción de estos artículos para que la exportación de petróleo y/o gas natural por ductos tengan las mismas condiciones de blindaje y duración que el GNL.

En lo que respecta a la reconversión de áreas de convencional a no convencional, el artículo 27 bis, cuarto párrafo de la 17.319, ha quedado redactado de tal manera que en el proceso de reconversión se producirá una extensión de hecho y por 35 años del área convencional que coincida verticalmente con la parte reconvertida a no convencional.

Esto será así porque se estipula que el titular de la nueva concesión no convencional podrá desarrollar actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos. Es una buena oportunidad para corregir estos defectos estableciendo en el cuarto párrafo de ese artículo que la parte de la concesión convencional concordante con la nueva concesión no convencional debería caducar en

su fecha original, para ser licitada nuevamente. Es decir que la redacción debería ser “el titular de la nueva concesión no convencional no podrá desarrollar actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos bajo el amparo del nuevo título”.

En la nueva normativa para Almacenamiento Subterráneo de gas natural, artículo 44 bis de la 17.319, se debería permitir que Nación o Provincias, según corresponda, apliquen un Canon de almacenamiento subterráneo para el gas almacenado que no ha sido producido en la jurisdicción donde se ubique la infraestructura de almacenaje.

Según la reforma, el valor porcentual de las regalías sería calculado en base a la fórmula Regalía=15%+(X), siendo X un porcentaje que podrá ser positivo o negativo y quedará a criterio del oferente.

El artículo 47, cuarto párrafo de la 17.319, debería establecer que la fórmula propuesta

para ofertar el porcentaje a pagar no debería dar como resultado un valor menor del 12%. Se cree necesario establecer ese valor mínimo para la nueva fórmula, ya que luego podría descender si se aplicara el 5% de reducción adicional que puede otorgar el poder concedente según el art. 59, cuarto párrafo.

En otro orden de cosas, la ley vigente establece que las regalías se pagan sobre los hidrocarburos producidos y efectivamente aprovechados. De todos modos, en esta reforma de la ley faltaría indicar que no podrá deducirse como gas no aprovechado el gas que se utilice para generación eléctrica, aunque la energía sea utilizada dentro del yacimiento.

No debería eliminarse el artículo 1º de la ley 26.741. Sería conveniente su reemplazo por una declaración interés público nacional para el abastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de promover el desarrollo económico y la creación de empleo.

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Ley Bases en el Senado: Parrilli mal dateado sobre costos del petróleo y la insólita respuesta de Rodríguez Chirillo por el RIGI

El plenario de comisiones del Senado se reunió este miércoles para analizar el proyecto de Ley Bases con la presencia del secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, quien se ocupó de precisar los cambios que se proponen en materia energética y también en lo que refiere al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Uno de los momentos que se destacó fue el intercambio que mantuvo con Oscar Parrilli referido a los costos de extracción del petróleo donde el senador neuquino del Frente de Todos evidenció un llamativo desconocimiento de las cifras. Además, Rodríguez Chirillo protagonizó un blooper al reconocer que no había leído el artículo 191 del proyecto, que forma parte del RIGI, que supuestamente había ido a explicar.  

Rodríguez Chirillo realizó una exposición inicial de media hora sobre los cambios que introduce el proyecto y luego se dio inicio a una serie de preguntas por parte de los legisladores.

El senador Juan Carlos Romero de Salta le manifestó su preocupación por el impacto de la suba de tarifas y el riesgo de llevar adelante “una gigante transferencia de recursos del consumidor a los operadores, que van a querer recuperar los 20 años perdidos”. “Lo único que se hizo en las tarifas es recomponer el monto de la tarifa porque no cubría el costo de suministro. En ningún caso se está reconociendo ningún tipo de rentabilidad ni a la generación, ni al transporte ni a la distribución. El problema es que la parte de la distribución estaba planchada y con aumentos no frecuentes que no terminaban de cubrir el costo del suministro, y en transporte y en generación había un enorme subsidio, tanto para la generación del kilovatio como para el combustible que tenía que comprar Cammesa. Entonces, se trató de reflejar un poco ese costo. Por eso se llama tarifa de transición y es una recomposición. Sé que en términos porcentuales parece muy elevado, pero en términos nominales los cambios no son tan sustanciales”, respondió Rodríguez Chirillo.  

Secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo.

Luego fue el turno del senador Oscar Parrilli: “La Argentina está por primera vez llegando al autoabastecimiento de petróleo y de gas porque se descubrió Vaca Muerta en 2011. Antes era un país con petróleo, pero no petrolero. Ahora que estamos llegando al autoabastecimiento, lo que nos quieren hacer es equiparar con los países que no tienen gas y petróleo. Vamos a pagar los combustibles igual que en España, donde no tienen gas y petróleo, cuando acá deberíamos pagar los precios de acuerdo a los costos nuestros”, aseguró. Luego volvió sobre el tema y agregó:

–No lo escuché a usted (por Rodríguez Chirillo) hablar en ningún momento de los costos de producción en la Argentina. ¿Sabe cuál es el costo de producción del barril de petróleo? ¿Usted lo sabe Chirillo? -le preguntó Parrilli.

–No tengo por qué contestarle ahora. -le respondió Chirillo.

–¿No lo sabe?

–No lo tengo presente ahora porque va variando.

–Pero más o menos. -insistió Parrilli.

–Tengo el del gas…

–Yo le voy a decir. Es 15 o 20 dólares. Ese es el costo de producción. Y el barril criollo estaba 45 dólares. Y ustedes lo llevaron a 70 y pico con el DNU. Quisieron equiparar los precios nacionales con los internacionales. Y lo quieren llevar a 90 dólares para que el combustible esté equilibrado con el precio internacional, pero ese es el precio que pagan los países que no tienen gas y petróleo. –remarcó Parrilli.

Flojo de cifras

El dato que ofreció el senador llamó la atención entre los especialistas del sector porque, por ejemplo, en la provincia de Santa Cruz el costo de desarrollo de los yacimientos de Santa Cruz está en promedio por encima de los 45 dólares por barril, según cifras internas de la compañía, a los que accedió EconoJournal. Por esos costos es que YPF está buscando salir de las áreas de Santa Cruz.

Los costos de los yacimientos de Santa Cruz son incluso superiores a los de Chubut, pese a que es la misma Cuenca del Golfo, y eso tiene que ver con las ineficiencias con las que se opera en Santa Cruz, situación que se acentuó durante la gestión de Pablo González al frente de YPF y por la incapacidad del kirchnerismo de trabajar un esquema de eficiencia de costos. Por eso el actual CEO de YPF, Horacio Marin, dijo en algunas ocasiones que YPF se había convertido en Santa Cruz en el equivalente al Plan Potenciar Trabajo ya que durante los últimos años se tomó a muchísimas más personas de lo que era necesario encareciendo los costos. Hay varios yacimientos en la provincia donde los costos de producción superan los 60 dólares por barril y en algún caso puntual incluso superan los 80 dólares.

El crudo de Santa Cruz se vende a 75 dólares actualmente, pero si se descuentan 10 dólares por regalías, 3 dólares por ingresos brutos y unos 6 dólares por el impuesto a las Ganancias el ingreso se reduce a 56 dólares. Es decir, unos 10 dólares por encima del costo de producción promedio. Esos 10 dólares de Capex tienen que servir para sostener los niveles de inversión y los números no cierran.

El blooper

Otro momento asombroso fue cuando el senador Martín Lousteau lo consultó a Rodríguez Chirillo por un artículo del proyecto que forma parte del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones: “Particularmente preocupante en el caso de las provincias es el artículo 191, donde dice que ‘los VPU (Vehículos de Proyecto Único) adheridos al RIGI incluyendo aquellos cuyos proyectos sean calificados como de Exportación Estratégica de Largo Plazo no podrán ser afectados por restricciones regulatorias sobre el suministro, transporte y procesamiento de los insumos destinados a tales exportaciones, incluyendo regulaciones que pretendan subordinar o reasignar los derechos de los VPU sobre tales insumos o su transporte o procesamiento en base a prioridades de abastecimiento interno u otras prioridades o derechos regulatorios en favor de otros sectores de la demanda’. Voy a traducir que quiere decir esto. Recuerden que estamos regulando para 30 años. Si en algún lugar de la Argentina, mañana uno de los insumos, agua, energía o el que quieran, que usa un VPU pasa a ser clave y es escaso, tiene prioridad el VPU por sobre la gente. Yo no sé si los gobernadores saben que con el RIGI están firmando estas cosas. Yo quería que me confirmaran esto”, aseguró Lousteau.

El 191 no lo había leído. Lo estaba leyendo mientras lo explicabas. Por eso no tengo respuesta. –respondió Rodríguez Chirillo, quien supuestamente estaba en el Senado para aclarar las dudas de los legisladores no solo en materia de energía sino también en lo referido al RIGI, según el propio funcionario lo aclaró al comienzo de su intervención.  

, Redaccion EconoJournal

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Para YPF, un acuerdo por u$s 30.000 millones depende de la Ley Ómnibus

Desde el sector petrolero aseguran que es el proyecto de mayor envergadura de la historia por la inversión y el potencial exportador. Consideran se cerrará sólo si el Senado aprueba el Régimen de Grandes Inversiones (RIGI) en la ley ómnibus. Las empresas más importantes del país del sector energético siguen de cerca si sale o no la ley ómnibus, durante su actual tratamiento en el Senado. Particularmente, observan el capítulo que se refiere al Régimen de Incentivos a Grandes Inversiones (RIGI), que da beneficios fiscales y tributarios para inversiones por encima de los u$s 200 millones. Fuentes del sector aseguraron […]

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Llaryora recibió a referentes del sector minero nacional

El gobernador se entrevistó con directivos de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM). “Argentina necesita de la minería, es una oportunidad para atraer inversiones y encender los motores de la producción”, afirmó el mandatario provincial. El mandatario provincial recibió a directivos de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), entidad que representa a firmas que se encuentran en todas las etapas de la actividad minera, desde la exploración hasta la producción, así como a cámaras provinciales y de proveedores. En este marco, Llaryora resaltó la necesidad de impulsar el desarrollo minero como una oportunidad inigualable de desarrollo para el […]

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Offshore en Mar del Plata: «Geólogos dicen que como recurso se asemeja a Vaca Muerta»

El periodista Emir Silva, líder del grupo de medios El Caletense, encabeza la cobertura en la principal feria de hidrocarburos de Estados Unidos, donde tuvo la oportunidad de dialogar con Daniel Guiscardo, presidente del Cluster Energía Mar del Plata. Desde Houston, el presidente del Clúster de Energía Mar del Plata, Daniel Guiscardo, destacó la importancia de la Offshore Technology Conference (OTC), el evento mundial más grande para el sector del petróleo y el gas, como un punto de encuentro emblemático para la industria. En diálogo con Emir Silva, enviado especial de El Caletense, el especialista dijo que este año reviste […]

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The Telegraph elogió a Milei y aseguró que la Argentina se está convirtiendo en “la Texas de América Latina”

El medio británico se refirió a las vastas reservas de hidrocarburos del país y al papel de Vaca Muerta. “Javier Milei inició su experimento económico libertario para transformar a la Argentina”, afirma la publicación del diario británico The Telegraph, que destacó la expansión de las exportaciones de hidrocarburos y de la cuenca del gas no convencional en Vaca Muerta. Además, destaca que el Presidente “abrirá la industria” con su ley de inversiones del Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI). “La sufrida nación está pasando muy rápidamente de una costosa dependencia de las importaciones de energía y una fuga […]

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Buscan en Houston inversores para el tren Contralmirante Cordero-Añelo

Houston es una ventana para conseguir inversores para el proyecto del tren hacia Vaca Muerta. La obra fundamental para mejorar la conectividad con en el shale. El tren Contralmirante Cordero-Añelo fue uno de los grandes proyectos de los que se habló en el Cocktail Pre OTC que realizó la Cámara de Comercio Argentino Texana (ACTT) en Houston. La meta de financiar una obra que potenciará la actividad en el centro del shale. La iniciativa de unir la punta de traza en la provincia rionegrina con el corazón de Vaca Muerta, con el cambio de gobierno nacional y el deterioro de […]

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«LA RIOJA PUEDE CONVERTIRSE EN UNA PROVEEDORA DE METALES CRÍTICOS PARA LA NACIÓN Y EL MUNDO»

Así lo confirmó Hernán Vera, representante de la minera canadiense “Sendero Resources S.A.” Hernán Vera realiza trabajos de exploración en el interior de la provincia en busca de oro y cobre. Mencionaron que «la minera es ultramoderna hoy en día». El Día de la Minería Argentina se celebró con la Jornada Conmemorativa del Día de la Minería Argentina, el martes 7 de mayo en la Sala Roja del microcine de la Universidad Nacional de la Rioja. Aunque estatal está compuesta por la Empresa Estatal «Emergía y Minerales Sociedad del Estado”, la Cámara de Proveedores Mineros de la provincia y el […]

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Hernández sobre el uso de regalías mineras: “Deberíamos tener una Ruta 40 de cuatro vías”

El referente de la minería en San Juan, Mario Hernández, fue muy crítico con la política por lo hecho con la inversión en regalías que dejó la industria en las dos décadas pasadas e incluyó a la Provincia y a la Nación como responsables. Luego de que vecinos de Iglesia advirtieron que los 20 años de minería no generaron que tengan mayor equidad social ni obras de infraestructura que mejoren su vida diaria, Mario Hernández, gerente de sustentabilidad de Los Azules, le apuntó a la política y dijo que “con las regalías, la Ruta 40 debería tener cuatro vías”. El […]

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Piden una mayor infraestructura regional para estimular el desarrollo del hidrógeno verde

Los expertos enfatizaron la necesidad de un marco regulatorio sólido y la necesidad de fortalecer barreras para promover el desarrollo de proyectos de largo plazo. «Si seguimos invirtiendo en la matriz energética renovable, tenemos que aprovechar, para poner en valor el gas de Vaca Muerta», dijo. En contextos donde la eficacia y la sostenibilidad energética se transforman en requisitos globales, el hidrógeno verde se distingue como una solución propuesta para liderar la mudanza hacia fuentes de energía más limpias y renovables. En este sentido, el foro “Transición Energética e Hidrógeno Verde” sirvió como plataforma para el intercambio de conceptos, reflexiones […]

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Día 2 de la Ley de Bases en el Senado: hidrocarburos, aranceles y reforma laboral en la nueva ronda de comisiones

El Gobierno llevó al Senado a sus empleados para fortalecer el tratamiento del proyecto de ley sin alteraciones. El impacto en tarifas y la búsqueda de consenso con el mundo del trabajo son las críticas. El presidente Milei permaneció debatiendo su proyecto de ley Bases en el plenario de comisiones del Senado de la Nación. Durante un segundo encuentro informativo, oficiales del gobierno retornaron este miércoles el proyecto que ya posee la sanción de Diputados. El capítulo que se dedicaba a las cuestiones energéticas incluyó dos puntos en particular: tarifas e hidrocarburos. Además, se discutió la reforma laboral. Para «aprovechar […]

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Cuál es la relación entre la actividad sísmica en Vaca Muerta y los pozos sumideros

El proceso de inyección profunda de aguas residuales provenientes de la industria ha evidenciado relación con la actividad sísmica en otras cuencas del mundo. También sucede en Neuquén. El desarrollo de Vaca Muerta ha pasado por diferentes etapas en cuanto a cuestiones ambientales. En un principio, fue muy cuestionado por el uso del agua, luego por el manejo de los residuos, se continuó con la consulta previa a comunidades, y en este último tiempo se ha instalado el tema de la sismicidad inducida. Todas son etapas por las que ya pasaron otras cuencas más desarrolladas conforme se va intensificando la […]

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Ley Bases: el secretario Rodríguez Chirillo justificó las modificaciones en energía

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, defendió este miércoles las modificaciones impulsadas en la ley de Hidrocarburos, los cambios en la remuneración de la generación eléctrica y la unificación de los entes regulatorios. Lo hizo en el segundo día de tratamiento en comisiones de la Ley Bases y el paquete fiscal en el Senado de la Nación.

En primer lugar, Rodríguez Chirillo indicó que el primer objetivo del Gobierno es alcanzar la “autosustentabilidad económica-financiera del sistema” para “que la tarifa refleje el costo económico del servicio sin involucrar al subsidio“.

“Lograda la autosuficiencia de la tarifa, se va a mantener la recaudación del sistema”, sumó el titular de la cartera.

En el plenario de Comisiones del Senado, desarrollé algunos de los puntos clave de Energía y el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) de la Ley Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos.
Abro hilo. pic.twitter.com/dzJLTe31Db

— Eduardo R. Chirillo (@chirilloeduardo) May 8, 2024

“Normalizar el mercado”

En segundo lugar, Rodríguez Chirillo hizo hincapié en que la administración actual busca “la normalización del funcionamiento de los mercados de energía que no tenían señales de precios”.

En petróleo y gas pasaremos de un esquema que prioriza el autoabastecimiento y la soberanía energética a un esquema de mercado exportador en materia de gas sin dejar de atender el mercado interno“, añadió, confirmando el nuevo paradigma hacia el que apunta el Gobierno de Javier Milei, con el consumo interno en segundo plano y privilegiando el negocio exportador.

En referencia a la electricidad, el mandamás de Energía proyectó que pasarán a “de un modelo centralizado en la toma de decisiones (Estado-Cammesa) a un modelo de competencia y de decisiones descentralizadas focalizadas en la actuación privada en la oferta y en la demanda”.

“CAMMESA deja de hacer contratos con los generadores, los generadores van a hacer contratos con los distribuidores”, agregó.

Abandono de la inversión pública

Por último, Rodríguez Chirillo indicó que el tercer objetivo del plan es “pasar de un esquema de inversión pública a un esquema de inversores privados (nacionales y extranjeros)” y continuó: “El nuevo esquema permitirá incrementar los niveles de inversión”.

“De esta manera lograremos la recuperación y el crecimiento del sector energético y que al mismo tiempo se convierta en un pilar fundamental para el crecimiento de otros sectores de la economía que necesitan de energía para crecer”, finalizó.

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En reunión con Vidal, los gremios analizaron la salida de YPF

El gobernador de la provincia de Santa Cruz, Claudio Vidal, mantuvo un encuentro con los representantes de los gremios vinculados a la industria hidrocarburífera de la provincia, para analizar en conjunto todos los detalles que tienen que ver con la negociación del retiro de YPF de la explotación de los yacimientos convencionales en Santa Cruz.

En la localidad de Caleta Olivia, el gobernador mantuvo el encuentro junto al representante de SIPGER, Rafael Guenchenen, de Camioneros Sergio Sarmiento, de Uocra Sergio Acosta y Petroleros Jerárquicos, José Dante Lludgar.

Claudio Vidal, luego del encuentro, afirmó que “vamos a organizar un trabajo en conjunto para mejorar la producción con las futuras empresas, que son las que van a empezar a operar en los yacimientos”.

YPF anunció que retirará todas sus posiciones de la provincia de Santa Cruz para el 1 de septiembre y está en una dura negociación con el gobierno santacruceño para consensuar los términos de ese retiro.

El mandatario provincial insistió en que “Santa Cruz exigió que la cuenca mantenga su producción, más allá de los vaivenes, del retiro de YPF de la mayoría de Argentina y su focalización en Vaca Muerta. Nosotros queremos que Santa Cruz continúa produciendo”.

Vidal aseguró que “la producción de hidrocarburos convencionales y en áreas maduras, tanto en el flanco norte como sur de la provincia, va a recuperarse y producir en niveles óptimos”.

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Deuda de Cammesa: la cámara de empresas petroleras toma distancia del gobierno y cuestiona la oferta del gobierno

Los productores agrupados en la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), cámara histórica del sector que nuclea a las principales empresas del área energética, rechazaron la decisión del gobierno de cancelar la deuda de US$ 1200 millones que acumuló Cammesa entre diciembre y enero con un bono a 2038 (AE38) que cotiza un 50% bajo la par.

Aunque algunos de los referentes de la industria como YPF y Pluspetrol ya empezaron a firmar el acuerdo de reestructuración que propuso el gobierno, por lo que comenzaron a cobrar la transacción de Cammesa correspondiente al mes de febrero, el resto de los productores —entre los que figuran TotalEnergies, Tecpetrol, Pampa Energía, Wintershall Dea, CGC y Capsa-Capex— rechazaron la oferta del gobierno, al igual que lo hicieron ayer las mayores generadoras de energía nucleadas en Ageera.

A través de una carta firmada por Carlos Ormachea, presidente de la CEPH, que responde a la resolución 58/24 mediante la cual el ejecutivo le dio ultimátum de cinco días hábiles para que las petroleras acepten la propuesta, las compañías petroleras advirtieron que la normativa afecta a los derechos contractuales de los productores al amparo de los contratos celebrados con Cammesa en el marco del Plan Gas. Y que además afecta a su derecho de propiedad.

En la misiva dirigida al ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo; y al secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo; también señalaron que “la alteración, de manera unilateral por parte de la Secretaría, a los términos de contratos celebrados al amparo de procesos licitatorios públicos, afecta la seguridad jurídica, genera incertidumbre a futuro respecto de la estabilidad de reglas, y constituye un precedente que desalentará nuevas inversiones”.

Riesgos

En esa misma línea, las empresas nucleadas en la CEPH aseguraron que a través de esta medida impulsada por el gobierno “se afecta en forma directa la posibilidad de continuar llevando adelante inversiones en perforación y terminación de pozos y/o construcción de infraestructura, y el mantenimiento de los niveles de producción, incrementando innecesariamente el riesgo de suministro de gas natural, la continuidad de la cadena de pagos y el crecimiento del sector”.

También, que la conducta del Estado Nacional y la instrucción que imparte a Cammesa viola los contratos celebrados por los productores, de los términos del Plan Gas.Ar, debido a que Cammesa adeuda la totalidad de las entregas de los meses de diciembre de 2023, enero y febrero de 2024, más intereses desde octubre 2023.

“Resulta altamente cuestionable y preocupante que la resolución pretenda sujetar el pago de la deuda correspondiente a las entregas del mes de febrero a la firma de un acuerdo en el cual se acepte el cambio unilateral de los contratos para los montos correspondientes a las entregas de gas de diciembre y enero (con la quita que ello implica)”, cuestionaron en la carta.

Plan Gas

Por último, desde la CEPH señalaron que el Plan Gas generó las condiciones para que se lleven adelante inversiones a través de mecanismos de contractualización para las entregas de gas natural a mediano plazo, y que, al mismo tiempo, ha generado un complejo de obligaciones y derechos en cabeza, tanto del Estado Nacional como de los productores adjudicatarios. Frente a esto, aseveraron que “resulta preocupante que la resolución no sólo omita los términos del Plan Gas.Ar, sino que adicionalmente no determine propuesta de pago alguna para las compensaciones que adeuda el Estado Nacional a los productores bajo ese esquema, las cuales se encuentran pesificadas vencidas con mora en algunos casos por más de 18 meses”.

, Loana Tejero

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Italia recibió críticas tras aprobar normas que frenan la instalación de paneles solares en terrenos agrícolas

La coalición de derechas italiana aprobó normas que frenan la instalación de paneles solares en terrenos agrícolas, en una medida que desató las críticas por considerar que podría socavar los objetivos de descarbonización de Roma.

Las nuevas normas, que forman parte de un paquete más amplio de medidas para proteger la agricultura y pesca, incluyen la prohibición de instalar sistemas fotovoltaicos con módulos colocados sobre el suelo en zonas clasificadas como agrícolas.

Pusimos fin a la instalación salvaje de paneles fotovoltaicos en el suelo“, declaró Francesco Lollobrigida, ministro de Agricultura, en una rueda de prensa tras la reunión del Consejo de Ministros en la que se aprobaron las medidas.

Los grupos de presión agrarios, principales defensores del Gobierno de derechas de la primera ministra Giorgia Meloni, llevaban tiempo pidiendo que se limitaran los paneles, por considerarlos incompatibles con los cultivos.

Por el contrario, las asociaciones ecologistas acusaron al Gobierno de socavar los objetivos ecológicos acordados con sus socios del Grupo de los Siete (G7) países ricos.

La semana pasada, al término de una reunión de ministros de Energía del G7, Italia se comprometió a triplicar la capacidad instalada de energías renovables para 2030 y a eliminar gradualmente las centrales eléctricas de carbón en la primera mitad de la próxima década.

El Ministro de Energía, Gilberto Pichetto Fratin, que según funcionarios del Gobierno se había opuesto inicialmente al plan, declaró a la prensa que las nuevas restricciones no pondrían en peligro el objetivo del Gobierno de instalar unos 38 GW en 2030 mediante plantas fotovoltaicas.

Lollobrigida señaló que el plan no se centra en proyectos agrovoltaicos, que colocan paneles solares sobre campos y viñedos para obtener un doble uso de la tierra mediante la producción de energía durante los periodos de luz solar intensa, al tiempo que se permite el crecimiento de los cultivos.

Efecto negativo y positivo

Los límites a las plantas solares podrían afectar negativamente a empresas energéticas como ERG y ALERION, que tienen objetivos de crecimiento en el sector solar, según los analistas financieros del broker italiano ‘Equita‘.

Por otro lado, una ralentización del desarrollo de la capacidad solar podría ser positiva para los generadores de energía, entre ellos EnelA2A e IREN, que podrían sufrir presiones sobre los precios si la energía solar se acelera.

Italia añadió el año pasado casi 6 gigavatios (GW) de capacidad de energía renovable, principalmente a través del desarrollo de pequeñas plantas solares, con proyectos eólicos que representan sólo el 8% de la nueva capacidad verde.

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Ecopetrol explora participación directa en subasta de energía eólica costa afuera

La energética colombiana Ecopetrol, de participación mayoritariamente estatal, está analizando su potencial participación directa en la primera subasta de energía eólica costa afuera del país andino, informó la compañía a Reuters en un comunicado.

El Gobierno del presidente Gustavo Petro, el primer mandatario de izquierda en la historia del país, busca alejar a Colombia de su dependencia de los combustibles fósiles y al mismo tiempo garantizar la autosuficiencia energética.

Los postores en la subasta de concesiones frente a la costa caribeña del país sudamericano deben demostrar algún tipo de acuerdo de asociación con una empresa pública o de propiedad mixta -como Ecopetrol- para poder adjudicarse una concesión.

Pero Ecopetrol no había dicho si buscaría calificar para el proceso de subasta de manera independiente.

“En efecto, Ecopetrol realiza los análisis técnicos, económicos y jurídicos de una potencial participación en el proceso de subasta eólica costa afuera”, dijo la compañía a Reuters en un comunicado en respuesta a su eventual interés por competir en la convocatoria.

Los potenciales postores privados podrán elegir entre una variedad de empresas con participación pública, dijo a Reuters en diciembre el ministro de Energía, Andrés Camacho.

Las empresas públicas o de propiedad mixta que posteriormente se sumen a las ofertas de empresas privadas no están sujetas a evaluación en la etapa de calificación, según los términos de la subasta.

Una fuente con conocimiento del asunto había dicho a Reuters que Ecopetrol estaba explorando su propia participación.

Las empresas públicas o de propiedad mixta deben calificar junto con otras empresas que tengan experiencia técnica, precisó Ecopetrol. “La etapa de habilitación requiere para Ecopetrol la participación conjunta con un socio”.

Ecopetrol está en conversaciones con varias empresas sobre posibles asociaciones para desarrollar proyectos eólicos mar adentro, indicó la compañía, aunque declinó nombrar las empresas con las que ha conversado al respecto.

Ecopetrol, el mayor productor de petróleo del país, está participando en una serie de incursiones en energías renovables, como proyectos pilotos de hidrógeno verde y el suministro de energía solar para sus operaciones.

La energía eólica costa afuera representa una buena oportunidad para incorporar energías renovables no convencionales a las operaciones de Ecopetrol, afirmó la empresa.

“Participar en la subasta eólica costa afuera nos permitirá acceder a energía renovable confiable para apalancar la entrada de proyectos de hidrógeno verde y sus derivados”, explicó en el documento.

El proceso de subasta es supervisado por la estatal Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y la fecha límite de registro es el 21 de junio.

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Enel se consolida como la gran ganadora de la Licitación de Suministro de Chile

La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile dio a conocer que la empresa Enel Generación es la gran ganadora de la Licitación de Suministro 2023/01, destinada a abastecer el consumo de clientes regulados a partir del 2027 y 2028. 

Enel se adjudicó los 3600 GWh/año subastados (1500 GWh en el bloque N°1 y 2100 GWh en el bloque N°2) en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh. 

Enel fue la empresa con el mayor número de proyectos presentados (15 parques son renovables por 2802 MW de potencia y 5 centrales térmicas a gas por 1959 MW), por lo que aportó 216 ofertas económicas (108 en cada bloque de suministro) ya que competía en todos los segmentos de la convocatoria. 

Y dentro del paquete de ofertas de la compañía incluían ocho centrales hidroeléctricas de pasada (sumaban 635 MW de potencia), cinco hidráulicas de embalse (2085), dos parques eólicos (82 MW) y cinco proyectos térmicos a gas natural (1959 MW). 

Aunque también es preciso recordar que este llamado contó con menor participación del sector renovable (sólo un tercio de la cantidad de interesados en 2022), a tal punto que fue la convocatoria con menor cantidad de oferentes desde la Licitación de Suministro 2013/01 (ese año hubo 2 interesados y finalmente se declaró desierta).

De todos modos, desde el Poder Ejecutivo de Chile y entidades del sector energético destacaron tanto el proceso licitatorio como los precios adjudicados por la Comisión Nacional de Energía en esta ocasión. 

“Es una muy buena noticia porque aseguramos el suministro a clientes regulados con un precio competitivo, haciendo que el sistema funcione y eso es un mérito (…) Es un precio muy eficiente que nos permite reflejar las condiciones de hoy en día”, aseguró Diego Pardow, ministro de Energía de Chile. 

“Es una buena noticia que podamos garantizar el suministro futuro de los clientes regulados. Seguimos teniendo precios competitivos pensando en los valores futuros de largo plazo. Estas señales de precios y de seguridad de suministro son los dos elementos que queremos rescatar como industria”, complementó Juan Meriches, director ejecutivo de la Asociación Gremial de Empresas Eléctricas.

Por otro lado, Pardow sostuvo que hubo críticas “bien recibidas” tras la licitación de suministro de 2022, (donde se adjudicaron 777 GWh/año a un precio promedio de 37,38 dólares por MWh lo que equivale a sólo el 14,8% de la energía total subastada en aquel entonces) y que “se reflejan” en los cambios dados para este llamado. 

Además, el titular de la cartera energética de Chile reconoció que el actual proceso contó con pocas ofertas y planteó que las autoridades del país deberán tratar de entender los motivos del bajo número de participantes.  

“Incluso una consultora mencionó que posibles postulantes decidieron no participar por un riesgo regulatorio, por lo que como reguladores necesitamos entender mejor qué hay detrás de ello”, subrayó.

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Estiman que este será un año con mayor producción de gas y petróleo en Vaca Muerta

A penas un 2,6% disminuyó el número de etapas de fractura realizadas en abril en Vaca Muerta, pero se venía de un récord por lo que los números se mantienen estables y según lo proyectado por la industria. 

De todas formas, la ampliación de la infraestructura de transporte y la perspectiva de poder exportar más crudo augura un 2024 con más producción.

En concreto, durante abril se realizaron 1600 etapas de fractura con objetivo shale, es decir Vaca Muerta, de acuerdo al reporte mensual de la Fundación Contactos Energéticos que realiza Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage. En marzo se habían hecho 1643.

Según el portal Mejor Energía, a la fecha hay diez sets de fractura disponibles y se espera la incorporación de nuevos equipos, algo largamente esperado debido a las complicaciones de importación y el déficit de dólares que afronta el país.

“Ya hay operadoras que también anunciaron la llegada de perforadores para sus operaciones en el shale neuquino”, señaló el periodista David Mottura.

YPF fue la compañía con mayor número de fracturas con 814 con foco en La Amarga Chica, Aguada del Chañar y Loma Campana, entre otras áreas. Utilizó el set de Weatherford para hacer 208, los de SLB para 219 y luego los de Halliburton para 387.

Shell realizó 225 fracturas con un set de Halliburton en Coirón Amargo Sur Oeste, le siguió Vista con 213 concretadas por SLB en Bajada del Palo Oeste y en tercer lugar aparece Tecpetrol con 154 con el foco puesto en el gas de Fortín de Piedra que hizo con sus equipos de Tenaris (ambas empresas pertenecen al Grupo Techint).

Pan American Energy apuntó al gas en abril, con la mirada puesta en los meses más fríos y la demanda estacional de energía, con 120 etapas entre Coirón Amargo Sur Este y Aguada de Castro, con equipos suministrados por Calfrac. 

Más atrás quedan ExxonMobil que completó 40 etapas en pozos petroleros con un equipo de Halliburton y después TotalEnergies con 34 en pozos gasíferos con el set de la empresa Tenaris.

Merma en Chubut

También se conoció que Chubut, que desde el año pasado perdió el liderazgo de las exportaciones de petróleo nacional, en marzo logró que sus despachos de crudo al exterior crecieran un 37% interanual. 

A lo largo del primer trimestre de este 2024 desde la provincia se exportaron 232,5 millones de dólares, que fueron un 31,6% mayores a los del año pasado. 

La Secretaría de Energía reveló los niveles de petróleo exportados en el primer trimestre del año y se observó un repunte de las exportaciones chubutenses, pero Vaca Muerta sigue liderando muy ampliamente desde 2023.

Durante marzo Chubut exportó petróleo por 84,3 millones de dólares que fueron un 37% más abultados que los 61,5 millones del mismo mes del 2023.

Mientras que en el resto del país se vendieron al extranjero 188,9 millones de dólares, los que se redujeron en el 7,9% respecto de los 205,2 millones del año pasado.

En lo que respecta al primer trimestre del año el acumulado arrojó exportaciones por 232,5 millones de dólares vendidos desde Chubut, superando en un 31,6% a los 176,6 millones del año pasado.

Vaca Muerta especialmente y la Cuenca Austral exportaron en los tres primeros meses del año 551,3 millones de dólares que fueron el 1,2% menores a los 558,2 millones del 2023.

Como consecuencia del crecimiento chubutense, las exportaciones nacionales de crudo subieron el 6,7% y alcanzaron los 734,8 millones en el arranque del año.

Más allá del retroceso mostrado por la Cuenca Neuquina, Vaca Muerta sigue siendo el principal exportador de crudo nacional y mantiene una fuerte supremacía sobre Chubut; la que se consolidó desde el 2023.

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Deuda por subsidios: las empresas eléctricas rechazan la quita del Gobierno

Las generadoras eléctricas, nucleadas en la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Ageera), enviaron una carta al ministro de Economía, Luis Caputo, para rechazar el pago de la deuda atrasada de Cammesa con bonos que cotizan a la mitad de su valor.

Economía publicó este miércoles la resolución 58/2024 que resuelve el pago pendiente de diciembre y enero con el bono AE38, lo que representa una quita del 50% a la deuda por subsidios energéticos que tiene el Gobierno con las generadoras eléctricas y las productoras de gas (petroleras).

Frente a esto, Ageera, que reúne a empresas como Pampa, AES y Central Puerto, rechazó la modalidad de pago porque, según asegura, afecta los derechos contractuales de las generadoras y es “una violación a su derecho de propiedad privada”.

Además, indicaron en la nota, “impacta en los compromisos financieros asumidos por algunos generadores con quienes otorgaron financiamiento para desarrollar las inversiones en sus respectivas centrales” e “implica una quita adicional en la remuneración de los generadores que venden su energía al Spot en pesos, la cual ya se ha visto desvalorizada fuertemente por la elevada inflación de los últimos meses”.

Entre las siete razones para oponerse a la forma de pago elegida por el Gobierno, la entidad asegura que “afecta en forma directa los programas de operación, mantenimiento e inversión en generación incrementando innecesariamente el riesgo del sistema eléctrico, en particular a las centrales que venden su energía al Spot, en pesos y a precios desactualizados”.

También afirman que “resulta una alteración a contratos adjudicados en procesos licitatorios públicos lo que genera un precedente que desalentará nuevas inversiones, como ya sucedió en el pasado”.

La deuda total que tiene la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) con las generadoras de energía y petroleras alcanzaba hasta el mes pasado los $ 1.074.258.000.000 ($ 1,07 billón) o el equivalente a unos 1.250 millones de dólares. De eso se tendrá que hacer cargo el Tesoro, por mantener los subsidios para hogares -al fijar precios que no reflejan del todo los costos del sistema-. 

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Paro general de la CGT: estaciones de servicio funcionan con normalidad

La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA), junto con sus 16 federaciones y cámaras asociadas, informó que no adherirán al paro general de la CGT del 9 de mayo contra el gobierno de Javier Milei. Esto significa que las estaciones de servicio funcionarán normalmente. En tanto, las autoridades aclararon qué líneas de colectivos prestarán servicio.

“Todas las estaciones de servicio del país asociadas a las distintas Federaciones y Cámaras integrantes de esta Confederación trabajarán normalmente para suministrar el combustible que el público en general requiera“, afirmó CECHA en un comunicado difundido.

Asimismo, aclaró: “Respetamos el derecho de huelga, pero entendemos que los empleados cuentan con los medios necesarios para que a través de los acuerdos paritarios vigentes puedan encontrar las vías de solución democráticas a sus verdaderos reclamos laborales”.

Según un informe de la Secretaría de Energía de la Nación de mayo de 2023, en la Argentina hay 4.962 estaciones de servicios activas. En su mayoría son de combustibles líquidos como nafta Super o Infinia, pero también se contabilizan las de Gas Natural Concentrado (GNC) y finalmente las que expenden GLP.

El informe de Energía, indicaba que de los 4.962 establecimientos habilitados en todo el país, 3.225 expenden únicamente naftas y gasoil, 1.154 líquidos y GNC; 580, gas en exclusiva y tan sólo 3 comparten los derivados tradicionales con surtidores de GLPA.

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Deuda multimillonaria: Generadoras de Argentina rechazan plan de pago que les ofreció el Gobierno

La Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) envió una nota al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, en la expresaron su rechazo a la forma de pago de la deuda que mantiene CAMMESA por las transacciones correspondientes a los meses de diciembre de 2023, enero y febrero de 2024. 

Tal como informó Energía Estratégica, el gobierno prevé cancelar la deuda de más de un billón de pesos (alrededor de 1250 millones de dólares) mediante un bono en dólares Step-UP 2038 (más conocido como AE38) que vence dentro de 14 años, posee una tasa fija del 4,25% anual y cotiza al 50% de paridad (ver nota).

Esto significaba que aquellas entidades que acepten tales condiciones tendrán una quita cercana al 50% del capital pendiente; sumado a que el documento gubernamental no detalla si habrá un pago por intereses por la mora dada. Mientras que el plazo de adhesión – o rechazo – a dicho plan de pagos solamente es de cinco días hábiles.

Por lo que desde AGEERA catalogaron como “inaceptable” a la medida del Poder Ejecutivo ya que consideran que afecta a los derechos contractuales de las generadoras, viola el derecho de propiedad privada e impacta en compromisos financieros asumidos con quienes otorgaron financiamiento para desarrollar las inversiones en sus respectivas centrales. 

“Resulta una alteración a contratos adjudicados en procesos licitatorios públicos lo que genera un precedente que desalentará nuevas inversiones, como ya sucedió en el pasado», asegura la nota que lleva la misiva del presidente de AGEERA, Gabriel Baldassarre

“Afecta la seguridad jurídica en general, y de manera particular en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), lo cual resulta de extrema gravedad ya que sería la primera oportunidad desde la creación del MEM, en la que la Administración Pública modifica unilateralmente contratos de abastecimiento”, agrega.

De esta manera, desde la asociación que representa al 91% de la capacidad instalada de generación eléctrica de Argentina señalaron que un problema financiero en el mercado energético nacional se convertiría en un incumplimiento del Estado, al que apuntaron como “fuerte signo de falta de seguridad jurídica”.

Además, fuentes del sector energético argentino, cercanas a este portal de noticias, expresaron que se podrían iniciar acciones judiciales entre las compañías perjudicadas por la falta de pagos de los meses previamente mencionados y el gobierno nacional.

“De todos modos, ese tema está en mano de lo que cada generador decida y también dependerá de la respuesta del gobierno”, aclararon desde la industria energética en conversación con Energía Estratégica. 

Mientras que del lado de AGEERA reiteraron la voluntad de diálogo y colaboración con las autoridades en pos de llegar a “soluciones aceptables” tanto para este como el resto de los problemas del sector.

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Telener 360 solicita invertir en redes de transmisión para reactivar la industria eólica en México

Las cancelaciones de subastas del actual presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO) provocaron un freno en la ejecución de nuevos proyectos a gran escala y el avance de la actividad renovable se ha visto principalmente en el segmento de generación distribuida.

En un contexto de incertidumbre política de cara a las elecciones presidenciales en el país previstas para el 2 de junio, más de 500 profesionales del ámbito local e internacional debatieron sobre los principales desafíos y oportunidades que presenta el sector renovable en el país durante el megaevento de Future Energy Summit (FES) desarrollado en México

Uno de ellos fue Luis Rafael Ordóñez Segura, CEO de Telener 360, hace un llamado a la inversión en infraestructura de transmisión y a la creación de condiciones propicias para el desarrollo de nuevos proyectos.

Telener 360, una empresa mexicana fundada en 2015, se especializa en la instalación y operación de torres meteorológicas, un componente esencial en la construcción y operación de parques eólicos.

Durante la feria, Ordóñez Segura destacó que, debido a la pandemia y el rumbo que tomó la agenda política mexicana, la empresa tuvo que expandirse a otros mercados, como Chile, Colombia, Argentina, y los Estados Unidos, para mantener su negocio“.

“Actualmente operamos en la región de Magallanes (Chile ) y en Texas (EEUU) en torres de 50 metros a 160 metros de altura para proyectos que al final del camino serán destinados a la producción de hidrógeno verde. Las fabricamos en Querétaro (México) donde tenemos una planta de fabricación y las exportamos”.

Al analizar la coyuntura mexicana, el experto señaló que después de estar cinco años parados, es menester volver a generar condiciones óptimas de logística e infraestructura para reactivar la industria eólica.

En efecto, Ordóñez hace hincapié en la necesidad de invertir en redes de transmisión de alto voltaje: “Un plan estratégico de transmisión en el país donde se considere la variable de viento en lugares estratégicos es fundamental”. 

Según el CEO de Telener 360, el país tiene las condiciones para desarrollar proyectos eólicos a gran escala, pero es necesario contar con una infraestructura de transmisión sólida para que la energía generada pueda ser distribuida de manera eficiente.

Además, Ordóñez sugiere varias estrategias para fomentar el crecimiento del sector eólico. Una de ellas es fomentar la vinculación entre grandes y pequeñas empresas, permitiendo que las pymes participen en la construcción de nuevos proyectos. Esto puede lograrse con financiamiento adecuado y condiciones contractuales justas.

“Hay ocasiones que en los proyectos se piden cartas de crédito y piden que no haya anticipo, que se pague a 60 días. La pyme no puede sostener esas condiciones y queda fuera muchas veces”, explicó.

Otra recomendación es fomentar la investigación y el desarrollo en la industria, lo que podría ayudar a reducir costos y a mejorar la competitividad. También es crucial crear condiciones para que los proveedores puedan tener “márgenes de rentabilidad aceptables”, ya que actualmente muchos están operando con márgenes del 4 al 6%, lo cual no es sostenible a largo plazo.

Por último, llamó a que el Gobierno entrante brinde mecanismos que otorguen previsibilidad política a largo plazo. El experto enfatiza que la política debe ser impulsada por el bien del país, no por ideologías. Esto, junto con una colaboración estrecha entre el sector privado y público, contribuirá a crear un entorno favorable para el desarrollo eólico.

De esta forma, insistió en que la reactivación de la industria eólica en México requiere un enfoque multidisciplinario, con inversiones en infraestructura, políticas previsibles y apoyo a las pequeñas y medianas empresas. 

Con estas acciones, el país podrá volver a ser un referente en energía eólica y avanzar hacia una matriz energética más sostenible y renovable.

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Amara NZero refuerza su compromiso con Centroamérica y el Caribe con la apertura de nuevas oficinas y ofertas competitivas

Amara NZero, proveedor integral para proyectos relacionados con la transición energética, está expandiendo su presencia local en Centroamérica y el Caribe.

Este grupo multinacional, que ya cuenta con un almacén centralizado en Panamá y una gerencia regional en Guatemala para atender mercados como El Salvador, Honduras, Belice y Guatemala, planea aumentar su participación en estos y otros países atractivos de la región. 

Además de contratar desarrolladores de negocios en cada uno de estos mercados, la empresa ha constituido una sede en Panamá para atender la creciente demanda en Centroamérica, y una en República Dominicana para abarcar el Caribe, incluyendo islas como Jamaica y Barbados.

Estos planes fueron confirmados por Amara NZero a  Energía Estratégica, anticipando también la apertura oficial de estos centros antes de mediados de año, junto con un equipo de profesionales que ya están generando negocios con un gran stock en su almacén en Colón.

Carlo Francesco Melillo liderará las operaciones en Centroamérica como Country Manager Panama & Central America en Amara NZero. Este líder empresarial estará respaldado por un equipo diverso que incluye responsables de soporte técnico local, asesores comerciales y personal de almacén.

Desde Panamá, la empresa no solo atenderá el mercado nacional, que se destaca por su récord de penetración de autoconsumo solar en 2023 y su reciente lanzamiento de una licitación de 500 MW exclusivamente para renovables, sino que también dará soporte a los países de Nicaragua y Costa Rica.

Por su parte, Maury Alberto Pierret Guzman, nombrado Country Manager República Dominicana de Amara NZero, dirigirá el equipo en uno de los mercados más atractivos del Caribe. República Dominicana ha logrado superar sus propios récords de concesiones para proyectos de energías renovables a gran escala y sigue creciendo con sistemas fotovoltaicos con almacenamiento, tanto en generación distribuida como en sistemas aislados.

Con este despliegue, la multinacional añade valor al servicio al cliente tanto antes como después de la venta en Centroamérica y el Caribe, sin descuidar la competitividad de su oferta de productos y soluciones.

Tania Luviano Tamez, gerente de Marketing para México y el resto de Latinoamérica de Amara NZero, afirmó: «Contamos con acuerdos globales con las mejores marcas del mercado, lo cual nos hace muy competitivos en nuestros precios de venta y nos asegura un amplio stock de toda la cadena de suministro para instalaciones fotovoltaicas, desde cables, módulos, inversores, estructuras y accesorios varios. Además, nos distinguimos por nuestra red de soporte técnico global con presencia local en cada uno de los países».

Con una estrategia de negocios enfocada en expandir su presencia y participación en distintos mercados, esta multinacional comprometida con la transición energética tiene como meta convertirse en la tercera empresa de energías renovables más grande del mundo, sosteniendo como pilares la electrificación, eficiencia energética, digitalización y descarbonización.

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Plan de transición energética: el Gobierno y el BID avanzan en el desarrollo de 40 MW renovables en Galápagos

No hay dudas de  que las Islas Galápagos, reconocidas por su biodiversidad y patrimonio natural, tienen un enorme potencial para el desarrollo de energías renovables debido a varios factores geográficos y ambientales. 

Teniendo en cuenta las oportunidades que presenta la región y en línea con sus objetivos de descarbonización, el Gobierno de Ecuador junto al Banco Interamericano de Desarrollo (BID) idearon un ambicioso plan de transición energética en el archipiélago ecuatoriano.

Se trata de una iniciativa que promueve proyectos sostenibles fomentando el uso de energías renovables y la eficiencia energética. En exclusiva con Energía Estratégica, José Ramón Gómez, especialista líder regional de energía en Banco Interamericano de Desarrollo explica en detalles cómo viene avanzando el plan y el rol que juega BID como un aliado estratégico para el desarrollo en Ecuador.

¿Cuáles son los avances de la implementación del plan de transición energética? ¿Qué tipo de inversiones en infraestructura eléctrica se están realizando? 

Estamos avanzando considerablemente en la ejecución del Plan de Transición Energética de Galápagos. En generación eléctrica y almacenamiento, se está avanzado en el proceso de contratación de la modernización para la isla Floreana, que será la primera con generación 100% renovable de Ecuador y de Sur América.

Asimismo, en la isla de Santa Cruz se logró la firma del programa energético de Colonophus, que generará 70% del suministro energético, a base de fuentes renovables y almacenamiento de energía para la isla. De igual forma, en la isla de Isabela se desarrolló un estudio con apoyo del Gobierno de Corea para lograr alcanzar 100% de generación con energías renovables y almacenamiento. Finalmente, en la isla de San Cristóbal, recientemente se llevó adelante la modernización y digitalización de la principal subestación eléctrica y se están definiendo las necesidades técnicas en generación renovable, almacenamiento y automatización del sistema eléctrico.  

En el área de automatización, se desarrollaron los lineamientos para los estudios especiales de control de la Microrred Santa Cruz-Baltra, las guías para estudios eléctricos y las especificaciones técnicas para la microred de la isla Floreana de las Galápagos para el Sistema de protecciones, comunicaciones y control. También se llevaron a cabo acciones de información y participación ciudadana y se le dio un impulso especial a la participación de la mujer en el sector eléctrico en las islas.

En eficiencia energética, actualmente se encuentra en ejecución un programa para el recambio de 2600 aires acondicionados a tecnología eficiente. Dentro de este, se emitieron medidas de construcción sostenible y arquitectura bioclimática, y actualmente se encuentra en formulación el proyecto de eficiencia energética en edificaciones públicas en las islas.

¿Qué proyectos renovables se planean desarrollar y cuantos MW se proponen adicionar?

El plan de transición energética contempla el desarrollo de 40,7 MW de potencia eólica y solar en las 4 islas, que tendrá un impacto de una reducción en el consumo de diésel para la generación eléctrica. Para el año 2025, sería cercano a los 1.7 millones de galones, equivalente a una disminución de 44% y para 2030 de alrededor de 2,8 millones de galones, equivalente a una disminución de 72%.

Además, el plan contempla el desarrollo de almacenamiento para el año 2025 de 58,14 MWh, así como   39,32 MWh propuestos en Santa Cruz- Baltra, San Cristóbal, Isabela y Floreana.

Asimismo, el Ministerio de Minas y Energía está estudiando la posibilidad de realizar un proceso público de selección (PPS) para financiar las inversiones necesarias para el cumplimiento del plan.

¿Cuál es el rol del BID en todas estas iniciativas?  

El Grupo BID apoyó al Gobierno de Ecuador, a través del Ministerio de Minas y Energía y Elecgalapagos, en la estructuración y formulación del Plan de Transición Energética. A su vez, hemos brindado apoyo técnico en el marco de la iniciativa RELAC “Renovables en Latinoamérica y el Caribe», de la cual Ecuador hace parte. Para ello, el BID ha canalizado el apoyo en asesoría técnica del National Renewable Energy Laboratory (NREL) de Estados Unidos para todo el desarrollo en automatización, así como la ayuda financiera del Gobierno de Corea en el desarrollo de las actividades técnicas e inversiones en la isla de Isabela. 

El BID juega un papel crucial en impulsar el desarrollo económico y social en Ecuador y en la región. Ofrecemos asistencia a través de financiamiento, asesoramiento técnico y transferencia de conocimientos en áreas críticas como educación, salud, infraestructura y medio ambiente. 

En lo que respecta a la transición energética, el BID promueve proyectos sostenibles que fomenten el uso de energías renovables y la eficiencia energética. Esto incluye apoyar la implementación de tecnologías más limpias y sostenibles, mejorar las políticas regulatorias y facilitar la inversión en energía verde.

 El objetivo principal es ayudar a los países a reducir su dependencia de combustibles fósiles, disminuir las emisiones de carbono y promover una economía más verde y resiliente.

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LONGi establece un nuevo récord mundial de eficiencia de celdas solares de silicio con el lanzamiento de la segunda generación de módulos ultraeficientes basados en BC

LONGi Green Energy Technology Co. anuncia hoy que la empresa ha batido otro récord mundial de eficiencia de celdas solares de silicio sólo 4 meses después de haber establecido por última vez un récord mundial en esta área. Según ha certificado el Instituto de Investigación de Energía Solar Hamelin (ISFH) de Alemania, las nuevas celdas solares de silicio de heterounión de contacto posterior (HBC) diseñadas por LONGi han alcanzado una eficiencia del 27.30% en condiciones de laboratorio.

El nuevo récord se anunció en un acto de celebración en el que también se dio a conocer un nuevo producto, el Hi-MO 9. Entre los invitados a este acto se encontraban el fundador y presidente de LONGi, Li Zhenguo, el vicepresidente Dennis She, el científico jefe Dr. Xu Xixiang y representantes de clientes de todo el mundo.

El acto de presentación del nuevo producto de LONGi

LONGi ha consolidado su liderazgo en la industria mundial de la energía solar

El anuncio de hoy representa la decimoséptima vez que la empresa establece un récord mundial en eficiencia de celdas solares desde abril de 2021.

Li Zhenguo, fundador y presidente de LONGi, y el Dr. Xu Xixiang, científico jefe, desvelan el nuevo récord mundial de BC

Este logro ha consolidado a LONGi como líder en productos fotovoltaicos de silicio cristalino: la empresa es ahora la doble poseedora del récord mundial de eficiencia tanto en celdas solares de silicio cristalino como en celdas solares en tándem de silicio cristalino-perovskita. En noviembre de 2023, LONGi anunció que la empresa había establecido un récord mundial adicional en la eficiencia de celdas solares en tándem de silicio cristalino-perovskita del 33.9%.

27.3%, LONGi vuelve a batir el récord mundial de eficiencia de una celda solar de silicio

Presentación del módulo Hi-MO 9

En un evento celebrado en Madrid (España) el 7 de mayo por la tarde, LONGi presentó su nuevo módulo Hi-MO 9, su producto estrella. El Hi-MO 9 es un módulo solar con una capacidad de hasta 660W, basado en la tecnología de celda solar Hybrid Passivated Back Contact (HPBC) de 2ª generación y en la oblea TaiRay, una oblea de silicio lanzada por LONGi en marzo de 2024, y el módulo Hi-MO 9 cuenta con una eficiencia de conversión de hasta el 24.43%, construido para sobresalir en una serie de entornos difíciles (incluyendo lagos, montañas y desiertos).

Hi-MO 9, una nueva generación de módulos ultraeficientes con tecnología de celdas HPBC 2.0

Dennis She, Vicepresidente de LONGi Green Energy Technology Co, ha declarado: “Nuestro nuevo módulo Hi-MO 9 permite una generación de energía líder en el mundo y supera a otras tecnologías del mercado en igualdad de condiciones de uso del suelo. Y, lo que es más, mantiene este rendimiento durante toda su vida útil, ya que el módulo está diseñado con los más altos estándares de confiabilidad. Los propietarios de centrales eléctricas pueden estar seguros de que una central construida con el módulo Hi-MO 9 les ayudará a hacer un uso más eficiente de su terreno y a obtener el máximo valor de la luz solar”.

El nuevo producto Hi-MO 9 de LONGi ha sido presentado oficialmente

Los paneles se fabricarán en la base de producción de Jiaxing, reconocida por el Foro Económico Mundial como Global Lighthouse Factory, un grupo de fábricas que aceleran la adopción de las tecnologías de la Cuarta Revolución Industrial en el sector manufacturero.

Sobre LONGi

Fundada en el año 2000, LONGi se ha propuesto ser la empresa de tecnología solar líder en el mundo, enfocada en la creación de valor orientada al cliente para lograr la transformación energética para todos los escenarios.

Con la misión de «Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible», LONGi se ha dedicado a la innovación tecnológica y ha establecido cinco líneas de negocio, que abarcan las obleas, las celdas y módulos de monosilicio, las soluciones de generación distribuida para uso comercial e industrial, las soluciones de energía verde y los equipos de hidrógeno. La empresa ha perfeccionado sus capacidades para proporcionar energía renovable y, más recientemente, también ha adoptado productos y soluciones de hidrógeno verde para alcanzar un crecimiento global sin emisiones de carbono. www.longi.com

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Andes Solar consolida su expansión a Perú tras firmar contrato fotovoltaico con la empresa distribuidora CVC Energía

En un importante paso hacia la expansión de las energías renovables en Perú, Andes Solar ha anunciado la firma de un contrato con la empresa distribuidora de energía eléctrica CVC Energía para la realización de su primer proyecto de energía solar en el país. Esta planta fotovoltaica, de 13 MWp, marcará un hito en la infraestructura energética de Perú, contribuyendo significativamente a la reducción de la huella de carbono y al impulso de la sostenibilidad energética.

CVC Energía, una compañía peruana con tres décadas de experiencia en la distribución de energía eléctrica en sectores agroindustriales, ha decidido apostar por la energía solar como parte de su estrategia de diversificación y sostenibilidad.

Desde la Gerencia de Desarrollo de Negocios de CVC afirman que «la central solar fotovoltaica marcará un hito en la generación limpia, la cual no sólo mitigará los gases de efecto invernadero y reducirá la huella de carbono frente al urgente desafío del cambio climático, sino que mejorará la calidad energética del sistema de Villacurí e impulsará la innovación y el desarrollo tecnológico de la industria y la comunidad local. Es así que, en el marco de la transición energética, CVC Energía siempre está comprometida con el cuidado del medio ambiente y el desarrollo del país y de la población».

Por su parte, el Gerente de Negocios y Área Internacional de Andes Solar, Martín Valenzuela, explicó la labor que realizará la compañía en este proyecto.

«En esta primera etapa del proyecto, tenemos la responsabilidad de ejecutar la ingeniería, la adquisición de ciertos materiales y la construcción de la planta fotovoltaica, además de ofrecer los servicios de operación y mantenimiento (O&M). Este hito nos pone tremendamente contentos y viene a consolidar el proceso de expansión de nuestras operaciones hacia Perú que iniciamos hace unos años. Perú tiene un tremendo potencial para desarrollar ERNC y este proyecto de CVC Energía será pionero del crecimiento y desarrollo que veremos de la generación limpia», señaló.

Las obras del proyecto Villacurí comenzarían durante el segundo semestre de este año, sumándose al importante portafolio de proyectos renovables en el territorio. Según datos de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), gremio que cuenta además con un representante de Andes Solar en su directorio, el sector de Ica acumula una inversión cercana a los US$3.500 millones en 16 proyectos de energía renovables a febrero 2024, convirtiéndose así, en un polo de desarrollo eólico y solar en ese país.

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CECHA ante el Paro Nacional

Los empresarios nucleados en la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos de la Argentina (CECHA) comunicó, junto con sus 16 Federaciones y Cámaras asociadas, que no adherirán a la medida de fuerza programada por la CGT para el jueves 9 de mayo.

Por lo tanto, “todas las estaciones de servicio del país asociadas a las distintas federaciones y cámaras integrantes de esta Confederación trabajarán normalmente para suministrar el combustible que el público en general requiera”.

“Respetamos el derecho de huelga, pero entendemos que los empleados cuentan con los medios necesarios para que a través de los acuerdos paritarios vigentes puedan encontrar las vías de solución democráticas a sus verdaderos reclamos laborales”, señalaron.

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Santa Cruz: inspeccionan presunto derrame de hidrocarburos en el Lago Argentino

Autoridades de la Secretaría de Estado de Recursos Hídricos, dependiente del Ministerio de Energía y Minería, realizaron este martes una inspección en el Lago Argentino, junto a personal de Prefectura Naval Argentina, a partir de una denuncia realizada por presunto derrame de hidrocarburos, proveniente de una embarcación.

En el lugar, se inspeccionó el muelle de la empresa “Hielo y Aventura”, específicamente la embarcación “Alacalufe”, la que se encuentra en agarradera sin actividad, oportunidad en la que recorrieron un sector del brazo Rico, de la bahía Bajo las Sombras, como así también del Canal de los Témpanos.

Cabe destacar que el responsable de la cartera de Recursos Hídricos, Juan Moyano, junto al director Provincial de Obras Hidráulicas, Hugo Cabrera, ambos del Ministerio de Energía y Minería, estuvieron acompañados por el prefecto Maximiliano Morano, jefe de la delegación Lago Argentino.

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Luego de reactivar al área petrolera más alta del país, Mendoza lanza la cesión de derechos de Vega Grande

La Empresa Mendocina de Energía (Emesa) logró recuperar dos áreas maduras que están en condiciones de salir a licitación y seguir incrementando la producción hidrocarburífera, luego de minuciosos trabajos de puesta a punto, evaluaciones técnicas, inversión en infraestructura, reparaciones y análisis de reservas.

Una de ellas es Vega Grande, ubicada en la llamada cuenca Neuquina, el área petrolera más alta sobre el nivel del mar de Argentina (2800 m). Emesa, encargada de trazar las políticas energéticas y de hacer crecer las inversiones en la materia, ahora lanzó el concurso público para la cesión de derechos del área. La información técnica se puede solicitar hasta el 8 de mayo y la apertura de sobres y de ofertas se realizará el 17 del mismo mes.

La reactivación del área fue un hito para la provincia, ya que por primera vez se llevó un equipo de torre a un yacimiento de gran altura. De este modo, pasó de estar abandonado por casi tres años a producir entre 14 y 15 metros cúbicos por día de petróleo, con picos de hasta 30 metros cúbicos por día. Cabe recordar que, cuando estuvo operativo, antes de ser abandonado, producía hasta 5 metros cúbicos.

Puesta en valor para la reactivación hidrocarburífera

La recuperación y crecimiento de la actividad hidrocarburífera, central para la economía provincial, ha sido uno de los pilares de las acciones del Gobierno de Mendoza. Por esto, cuando se terminó el período de concesión de Vega Grande, Emesa comenzó con la puesta en valor y mejora de seguridad del área, para luego buscar un operador definitivo.

En 2021, la Dirección de Hidrocarburos otorgó un permiso provisorio de ingreso al área con el fin de relevar, reacondicionar las instalaciones y proceder con la puesta en marcha del yacimiento. En dicha inspección se observó que, al estar tanto tiempo inactiva, el área había sido vandalizada y comenzaron los trabajos de acondicionamiento.

En marzo de ese año se presentó el Estudio Ambiental de Base a la Dirección de Protección Ambiental (DPA) y se programó, en conjunto el reemplazo de 8 tramos del oleoducto principal, mantenimiento y certificación de las 30 válvulas y la construcción de Bermas en los tramos más críticos del oleoducto.

En junio de 2021 se puso en marcha nuevamente el yacimiento Vega Grande de manera continua hasta la actualidad, con picos de producción de hasta 575m3/mes y sorteando todas dificultades climáticas y operativas de un área tan aislada.

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EDEA concretó una obra de alto impacto en Mar del Plata

La Empresa Distribuidora de Energía Atlántica ejecuta una serie de obras en el marco de su Plan de Inversiones, con el objetivo de alcanzar a más vecinos y mejorar la calidad del servicio de eléctrico. Luego de treinta días de trabajo, la distribuidora finalizó la repotenciación de la Estación Transformadora “Jara”, ubicada entre la avenida homónima y la avenida Colón de la ciudad de Mar del Plata.

¿Qué es una repotenciación?

Las Estaciones Transformadoras cumplen una función esencial: reciben flujo eléctrico en alta tensión y lo atenúan para su distribución en media y baja tensión. La repotenciación en la Estación Transformadora “Jara” consistió en el reemplazo de uno de sus transformadores principales por un equipo nuevo que incrementa un 25% la potencia disponible.

Esta obra fundamental favorece el desarrollo y crecimiento de las zonas aledañas a las mencionadas avenidas, entre las que se encuentran los barrios San Juan, Don Bosco y Bernardino Rivadavia. Además, el incremento de la potencia permitirá abastecer a 10 mil nuevos usuarios a la red de distribución de EDEA.

Participaron activamente de esta obra, que comenzó a principios de abril, operarios del sector de Subtransmisión y de las áreas de Equipos Eléctricos y Protecciones de la empresa, además de contratistas encargados del traslado y montaje del transformador, cuya puesta en servicio tuvo lugar este lunes 6 de mayo.

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El Gobierno oficializó al plan de pago para saldar la deuda con las energéticas

El Gobierno oficializó el régimen de pagos para saldar la deuda que mantiene la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) con las empresas generadoras de energía, a través de la Resolución 58/2024 publicada este miércoles en el Boletín Oficial.

La propuesta gubernamental consiste en cancelar la deuda por subsidios energéticos, que en el documento oficial se reconoce que a fines de abril alcanzaba $1.074.258.000.000, con una quita del 50% mediante la entrega de un bono en dólares (AE38) para diferir los montos vencidos correspondientes a diciembre y enero.

La normativa establece “un régimen de pagos excepcional, transitorio y único para el saldo de las transacciones económicas del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de diciembre de 2023, enero de 2024 y febrero 2024 correspondiente a los Acreedores del MEM con el objeto de restablecer la cadena de pago de las transacciones económicas corrientes y con ello preservar el abastecimiento del servicio público de electricidad, ante el déficit de los recursos disponibles en el Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y la emergencia declarada por el Decreto N° 55 del 16 de diciembre de 2023 y el Decreto N° 70 del 20 de diciembre de 2023″.

El Ejecutivo consideró que “en el marco de la emergencia energética, económica, financiera y tarifaria declarada, y ante el déficit sostenido y permanente del Fondo de Estabilización, resulta necesario generar un instrumento regulatorio que promueva, en forma simultánea, la normalización de las transacciones del MEM y el ordenamiento de su flujo de fondos mediante su cancelación; y la reducción del déficit fiscal”.

Asimismo, sostuvo que el régimen “no ocasiona una lesión al derecho de propiedad de los agentes acreedores, por tratarse de un diferimiento de pago que no altera de manera definitiva sus derechos, por cuanto resulta transitorio, excepcional y limitado en el tiempo”.

La Secretaría de Energía instruyó a Cammesa a elaborar y determinar con cada uno de los Acreedores del MEM los importes correspondientes a cada uno de ellos correspondientes a las Transacciones Económicas de los meses de diciembre 2023, enero 2024 y febrero 2024, con vencimiento en los meses de febrero, marzo y abril de 2024 respectivamente. 

El plazo original para realizar dicho relevamiento fue fijado en dos días hábiles desde la publicación del documento oficial. Sin embargo, se extendió a “cinco días hábiles”, mediante la Resolución 66/2024, que también fue publicada este miércoles.

El texto oficial dispuso que una vez determinados los importes, las liquidaciones serán canceladas del siguiente modo:

a. Las Liquidaciones de los Acreedores del MEM por las Transacciones Económicas de los meses de diciembre de 2023 y enero de 2024, serán canceladas a los 10 días hábiles de la fecha de los acuerdos individuales mediante la entrega de títulos públicos “Bonos de la República Argentina en dólares estadounidenses step up 2038″.

Al respecto, el Gobierno precisó que el cálculo de los montos nominales a entregar de cada bono se realizará al tipo de cambio de referencia (Com. A3500) a la cotización vigente al cierre del día de la fecha de la aceptación formal por parte de los Agentes Acreedores del MEM.

b. Las liquidaciones de los Acreedores del MEM por la Transacción Económica del mes de febrero de 2024 serán canceladas con los fondos disponibles en las cuentas bancarias habilitadas en CAMMESA a efectos de las cobranzas y con aquellos disponibles por las transferencias realizadas por el Estado Nacional al Fondo Unificado con destino al Fondo de Estabilización.

El Gobierno también instruyó a Cammesa a “elaborar y determinar con cada uno de los Deudores del MEM, en un plazo de 5 días hábiles de la entrada en vigencia de la presente, los importes correspondientes a cada uno de ellos correspondientes a las facturas por la venta de energía eléctrica, con vencimiento en los meses de febrero, marzo y abril de 2024 respectivamente”.

Una vez determinados los importes mediante la suscripción de los acuerdos individuales respectivos, las facturas serán canceladas sujetas a los siguientes principios:

a. Las Facturas de los Deudores del MEM con vencimiento en febrero y marzo 2024 serán canceladas en su totalidad mediante los planes de pago que CAMMESA acuerde con cada agente deudor los que deberán sujetarse a las siguientes condiciones: tasa de mercado banco nación; y plazo de 48 meses.

b. Las Facturas de los Deudores del MEM con vencimiento en abril de 2024 deberán ser canceladas en su totalidad en un plazo de 30 días corridos de la entrada en vigencia de la Resolución.

c. Las facturas con vencimiento mayo de 2024 deberán ser canceladas en su totalidad en los términos y condiciones establecidas en la normativa vigente.

d. El incumplimiento de lo establecido en los incisos (b) y (c) inhabilitará al agente deudor en falta a celebrar acuerdos de pagos en las condiciones establecidas en el inciso (a) o la caducidad del acuerdo si este fuese anterior al incumplimiento.

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Petroleros denuncian a Equinor y Valaris por el encuadre de los trabajadores que realizan la exploración offshore

El Sindicato del Petróleo, Gas y Biocombustibles de Bahía Blanca, La Pampa y la Patagonia levantó su voz contra lo que considera una falta grave por parte de Equinor, la empresa noruega encargada de las operaciones petroleras offshore. En un reclamo formal ante el Ministerio de Trabajo local, han puesto en evidencia lo que describen como el «incumplimiento de la legislación argentina» por parte de la compañía.

Según Gabriel Matarazzo, secretario general del sindicato, Equinor ha integrado a sus actividades marítimas a varios buques con banderas extranjeras, entre ellos el Valarys (Islas Marshall), BGP Prospector (Bahamas), Geo Service (Singapur), Hos Remington (México) y Skandi Caledonia (Noruega). Estos barcos se encuentran operando a más de 300 kilómetros de las costas cercanas a la ciudad, una zona que cae bajo el convenio colectivo de trabajo que defiende el gremio.

La organización sindical sostiene que su ámbito territorial incluye precisamente el espacio marítimo donde se están llevando a cabo estas tareas petroleras. Resaltan que Equinor no ha cumplido con enviar constancias de pago de aportes y contribuciones del personal involucrado, y además señalan que los trabajadores no están adecuadamente clasificados dentro del convenio colectivo correspondiente.

Ante esta situación, el sindicato ha solicitado una respuesta rápida ya que los buques mencionados participarán en la fase actual de las operaciones pero no en las siguientes. Hacen hincapié en que todas las etapas del proceso -exploración, prospección y producción- implican personal representado por ellos y amparado por sus convenios. Esta condición es vista como fundamental para la actividad que se desarrolla.

En este contexto, han pedido al Ministerio que convoque a una audiencia con Equinor para resolver esta problemática que claramente afecta la relación laboral deseada. Además, el gremio no descarta tomar medidas más drásticas si no se llega a un acuerdo satisfactorio. Con este panorama, queda claro que el conflicto laboral podría escalar si no se atienden las demandas presentadas por los representantes sindicales.

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La tarifa de electricidad en la Argentina es la más cara en 30 años con relación al poder adquisitivo

En febrero de 2024, el gasto en electricidad de los hogares representó el 3,45% de un sueldo promedio desestacionalizado del sector formal, el valor más alto de los últimos 30 años, consecuencia del aumento significativo de las tarifas de servicios públicos y la caída del salario real en el último período, según un informe de la UADE.

El trabajo consignó que en la Argentina, los constantes cambios en las políticas aplicadas sobre los servicios públicos (extremos entre subsidios exagerados acumulados por periodos prolongados y recomposición abrupta de los precios en periodos breves) impiden encontrar un nivel de tarifas estables en el mediano plazo.

El trabajo tomó como fuente al Instituto de Economía (INECO), sobre la base de los datos informados por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y la Secretaría de Trabajo de la Nación. 

A nivel mundial, y dentro de América del Sur, la tarifa de electricidad de Argentina se encuentra relativamente barata. 

El costo es de US$ 0,11 por kWh (hasta el año pasado, en marzo, la misma tarifa era de 0,04 centavos de dólar) y de US$ 27,5 si se considera la canasta básica de 250 kWh. 

El valor promedio de esta misma canasta en todo el mundo es de US$ 42,5 (USD 0,17 por kWh), con lo cual la canasta argentina es US$ 15 más barata.

El estudio indicó que a pesar de que sea necesario una corrección tarifaria de los servicios públicos, los nuevos valores impactan dentro del gasto de los hogares, a la vez que el poder adquisitivo de los argentinos viene en caída, presionando aún más sobre este fenómeno. 

En marzo de 2024, la tarifa de electricidad representó el 21% de la canasta básica total (CBT) que mide el INDEC. 

Tan solo dos meses antes, en enero, la misma tarifa equivalía al 10% de la CBT. Quizá por estas razones y para mitigar el impacto en una tasa de inflación gradualmente en baja es que el gobierno ha decidido postergar los aumentos de tarifas ya planificados, para distribuirlos en el tiempo.

Debido a las distintas políticas que se han aplicado en los últimos 30 años sobre los servicios públicos en Argentina, las tarifas que se abonan han oscilado constantemente en torno a las discusiones de aquellos que proponen un esquema de subsidios para abaratarlas y los que proponen sincerar su costo para no caer en gastos desmedidos de las cuentas públicas.

Durante los primeros años de este siglo, post crisis de 2001, se aplicaron políticas de subsidios como respuesta a la caída de los ingresos de los argentinos. 

Con el paso de los años, Argentina comenzó una recuperación económica, pero, sin embargo, el esquema de subsidios a las tarifas no se modificó. Se “pisaron” los precios de las tarifas durante años, generando valores ficticios, totalmente alejados de los que surgirían si se consideran la estructura de costo de las empresas que brindan el servicio. 

Como contraparte, las gestiones posteriores aplicaron políticas para solucionar estos problemas, pero no fueron bien recibidas por los consumidores. 

Los aumentos significativos en las tarifas de luz generaron rechazo en buena parte de la sociedad (amparos judiciales), ya que este tipo de consumo es inelástico (ante las variaciones en los precios, uno no pudo modificar su consumo con facilidad). 

Qué pasa en el mundo

Dinamarca es el país con la electricidad más cara del mundo, con un valor de US$ 0,54 por kWh, con una canasta de US$ 135, seguido por Alemania con US$ 130 y el Reino Unido con US$ 117,5. Europa es la región a nivel mundial con los mayores costos en tarifas de servicios. 

A su vez, dentro de América del Sur, el país con la tarifa más elevada es Uruguay, donde se paga US$ 0,24 POR kWh y una canasta de US$ 60 mensuales. Luego le siguen Perú con una canasta de US$ 57 y Brasil con US$ 50. 

Paraguay tiene la tarifa más barata con US$ 0,06 y una canasta de US$ 15. 

Antes de los recientes aumentos de tarifas, Argentina se encontraba por debajo de Paraguay con los valores más bajos. 

En la actualidad el servicio se ha encarecido, pero a comparación de otros lugares de la región sigue siendo uno de los países más baratos para el acceso a la electricidad en los hogares. 

La tarifa de electricidad en Argentina se ha encarecido significativamente luego de los aumentos que dispuso el gobierno nacional. Estas medidas tuvieron como resultado la tarifa de electricidad más cara de los últimos 30 años. 

Sin embargo, si se compara esta misma tarifa a nivel mundial y dentro de América del Sur, el valor de la energía eléctrica para el consumo del hogar sigue siendo relativamente barato en dólares.

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Advierten una suba del 500% en las facturas del gas de abril

El costo de gas natural está a punto de darle una mala noticia a los usuarios de nivel medio y bajo: las facturas de abril llegarán con un aumento del orden del 500% respecto del nivel que tenían el año pasado.

En materia de gas natural, los especialistas en temas de energía calculan que entre el verano y el inicio del otoño, el Gobierno Nacional puso las tarifas en un nivel similar al de 2019 para los hogares de altos ingresos, tras la reducción del ritmo de los aumentos durante el gobierno de Alberto Fernández que siguió a los incrementos más pronunciados de la era Mauricio Macri.

La consultora Economía y Energía realizó un estudio para precisar el nivel de incrementos. Tomó como base las boletas que pagarán los usuarios residenciales a partir de abril de acuerdo a los cuadros publicados por el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) y el esquema de subsidios, que cubre la diferencia entre el costo de producción y lo que efectivamente se paga .

El trabajo determinó que en mayo en el segmento N2 , el salto será de 559%: de $3.000 a $19.000 respecto del año pasado. Estos usuarios son los de menores ingresos, pero tendrán el salto de mayor magnitud. En tanto, los N3 (ingresos medios) recibirán un incremento del 424% entre mayo de 2023 y abril: de $4.891 a $25.629.

Los comercios e industrias (categorías SGP 1, 2 y 3) no tienen subsidio al precio de la generación de gas natural y recibirán los mayores aumentos. Los SGP1, pequeños comercios, verán un salto del 1.140% al comparar mayo de 2023 ($1.154) con abril de 2024 ($19.272). Para los SGP 2, subirá el 799% (de $6.690 a $60.172). Para los SGP 3, industrias pequeñas, el aumento es del 318% ($105.000 a $438.319).

Según Economía y Energía las boletas de los residenciales N1 están 17% abajo del promedio de 2019. Los N2 y N3, 46% y 20%, respectivamente, abajo también.

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Pampa Energía destacó su crecimiento en el segmento de gas y avanza en petróleo

El grupo Pampa Energía informó que tuvo un incremento interanual del 31 % en su producción de gas, y resultados prometedores en su primer pozo exploratorio de petróleo en el yacimiento Rincón de Aranda.

Pampa presentó los resultados del primer trimestre de 2024 y destacó el crecimiento de su producción de gas en Vaca Muerta. Su CEO, Gustavo Mariani, afirmó que: “Este incremento es el resultado de la inversión que realizamos en los yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata, y al volumen de venta que obtuvimos en la licitación de la ronda 4.2 del Plan Gas”.

En petróleo, la compañía destacó los resultados de su primer pozo exploratorio en Rincón de Aranda, un yacimiento que opera y donde tiene el 100 % tras la adquisición en junio de 2023 de la participación que tenía Total Energies. Se trata de un bloque exploratorio de 240 kilómetros cuadrados ubicado en el corazón de la ventana de crudo de Vaca Muerta, en la provincia del Neuquén.

Según los análisis técnicos de los datos obtenidos, estos valores lo posicionan dentro de los mejores pozos que han sido perforados en la zona. El director ejecutivo de E&P, Horacio Turri, señaló que “En el bloque Rincón de Aranda podrían perforarse más de 200 pozos con la información a la fecha. Este desarrollo implica niveles de producción de alrededor de 35.000 a 40.000 bbls/día”.

En el segmento de generación de energía eléctrica, Pampa informó que continua con las obras de su Parque Eólico Pampa Energía VI, en la localidad de Bahía Blanca, que sumará 140 MW de energía renovable. Con una inversión de 260 millones de dólares, la compañía tiene prevista la habilitación comercial de este parque en el segundo semestre del año, se indicó.

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AGEERA rechaza el pago parcial con bonos propuesto por Economía por deudas de CAMMESA

.La Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina -AGEERA-, comunicó al gobierno nacional su rechazo a la propuesta de pago con bonos (y descuento) de las deudas que mantiene CAMMESA con las empresas generadoras de electricidad por las transacciones correspondientes a los meses de diciembre de 2023, y enero y febrero de 2024.

La propuesta había sido anticipada la semana pasada por el minstro de Economía, Luis Caputo, a los empresarios, y fue formalizada (8/5) a través de la resolución 58/2024 y su modificatoria parcial 66/2024, publicadas en el Boletín Oficial.

En AGEERA calcularon que el monto total adeudado por Generación y combustibles de las transacciones de Diciembre 2023, y Enero y Febrero 2024 es de Un billón setecientos treinta y nueve mil, quinientos cincuenta y cinco dólares (1.739.555.000).

El Gobierno, a través del ministro Caputo, presentó a las productoras de gas y a los generadores de electricidad, el jueves 25/4 una propuesta para cancelar las transacciones de diciembre 2023 y enero 2024 mediante la entrega de títulos públicos por un monto aproximado de U$S 600 millones de valor nominal.

Poco después, el presidente Javier Milei afirmó en declaraciones periodísticas que la situación en este tema se regularizaría en junio próximo.

Cabe referir que estos bonos están cotizando actualmente al 50% de su valor nominal.

A través de la R-58/2024 firmada por el Secretario de Energía, Eduardo Rodriguez Chirillo, se estableció “un régimen de pagos excepcional, transitorio y único para el saldo de las transacciones económicas del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de diciembre de 2023, enero de 2024 y febrero 2024 correspondiente a los Acreedores del MEM con el objeto de reestablecer la cadena de pago de las transacciones corrientes y con ello preservar el abastecimiento del servicio público de electricidad, ante el déficit de los recursos disponibles en el Fondo de Estabilización del MEM y la emergencia declarada por el Decreto 55/2023 y el Decreto 70/2023” .

El artículo 2° de dicha Resolución instruye a CAMMESA “a elaborar y determinar con cada uno de los Acreedores del MEM, en un plazo de DOS (2) días hábiles de la entrada en vigencia de la presente, los importes correspondientes a cada uno de ellos correspondientes a las Transacciones Económicas de los meses de diciembre 2023, enero 2024 y febrero 2024, con vencimiento en los meses de febrero, marzo y abril de 2024 respectivamente”.

En su artículo 3 la Resolución estableció que “Una vez determinados los importes mediante la suscripción de los acuerdos individuales respectivos”, las liquidaciones serán canceladas del siguiente modo:

a. Las Liquidaciones de los Acreedores del MEM por las Transacciones Económicas de los meses de diciembre de 2023 y enero de 2024, serán canceladas a los CINCO (5) días hábiles de la fecha de los acuerdos individuales mediante la entrega de títulos públicos “BONOS DE LA REPÚBLICA ARGENTINA EN DÓLARES ESTADOUNIDENSES STEP UP 2038” (BONO USD 2038 L.A.), conforme la instrucción y metodología que, a tal efecto, dispondrá esta SECRETARIA DE ENERGIA”.

El cálculo de los montos nominales a entregar de cada bono se realizará al tipo de cambio de referencia (Com. A3500) a la cotización vigente al cierre del día de la fecha de la aceptación formal por parte de los Agentes Generadores del MEM.

b. Las liquidaciones de los Acreedores del MEM por la Transacción Económica del mes de febrero de 2024 serán canceladas con los fondos disponibles en las cuentas bancarias habilitadas en CAMMESA a efectos de las cobranzas y con aquellos disponibles por las transferencias realizadas por el Estado Nacional al Fondo Unificado con destino al Fondo de Estabilización”.

El artículo 4 de la R-58 “instruye a CAMMESA a elaborar y determinar con cada uno de los Deudores del MEM, en un plazo de 2 días hábiles de la entrada en vigencia de la presente, los importes correspondientes a cada uno de ellos correspondientes a las facturas por la venta de energía eléctrica, con vencimiento en los meses de febrero, marzo y abril de 2024 respectivamente.

“Las Facturas de los Deudores del MEM con vencimiento en febrero y marzo 2024 serán canceladas en su totalidad mediante los planes de pago que CAMMESA acuerde con cada agente deudor los que deberán sujetarse a las siguientes condiciones: tasa de mercado banco nación; y plazo de 48 meses”, señala la R-58.

En forma simultánea a la R-58, Energía publicó la R-66/2024 por la cual se amplió a 5 días hábiles el plazo para determinar los montos adeudados a cada empresa. También se amplió a 10 días hábiles el plazo de cancelación de las liquidaciones correspondientes.

Al respecto, desde la AGEERA se cursó una nota al Ministro Caputo, con copia al Secretario de Energía Rodriguez Chirillo y al Gerente General de CAMMESA, Jorge Garavaglia, a través de la cual informaron al gobierno que “nuestros asociados nos han manifestado su rechazo a la modalidad de pago dispuesta en la Resolución (58/2024) por cuanto:

(i) resulta en una afectación de los derechos contractuales de los Agentes Generadores y una violación a su derecho de propiedad privada;
(ii) impacta en los compromisos financieros asumidos por algunos Generadores con quienes otorgaron financiamiento para desarrollar las inversiones en sus respectivas centrales;
(iii) implica una quita adicional en la remuneración de los generadores que venden su energía al Spot en pesos, la cual ya se ha visto desvalorizada fuertemente por la elevada inflación de los últimos meses;
(iv) afecta en forma directa los programas de operación, mantenimiento e inversión en generación incrementando innecesariamente el riesgo del sistema eléctrico, en particular a las centrales que venden su energía al Spot, en pesos y a precios desactualizados;
(v) resulta una alteración a contratos adjudicados en procesos licitatorios públicos lo que genera un precedente que desalentará nuevas inversiones, como ya sucedió en el pasado;
(vi) compromete la responsabilidad de CAMMESA y del Estado Nacional (Secretaría de Energía), en tanto la misma afectaría derechos adquiridos de los Agentes Generadores los cuales forman parte de su propiedad;
(vii) afecta la seguridad jurídica en general, y de manera particular en el MEM, lo cual resulta de extrema gravedad ya que sería la primera oportunidad desde la creación del MEM, en la que la Administración Pública modifica unilateralmente contratos de abastecimiento.

La nota firmada por el presidente de la asociación empresaria, Gabriel Baldassarre, señala “Respecto de este último punto, es relevante recordar que los PPAs son contratos que se gestaron como un compromiso de CAMMESA en el marco de regímenes de promoción de inversiones en un sector en el cual, a pesar de existir la necesidad de nueva generación, no estaban dadas las condiciones para la inversión privada producto de una señal de precio fuertemente distorsionada por los subsidios”.

“En este sentido queremos destacar que una modificación unilateral, tanto en los contratos como en los demás derechos adquiridos, repercutiría fuertemente en el mercado eléctrico y las señales para inversión futura, así como en la credibilidad financiera de las empresas, del mercado y del país. De esta manera, un problema financiero del mercado energético se convertiría en un incumplimiento del Estado Nacional, fuerte signo de falta de seguridad jurídica”, se advirtió.

Y la nota añade que “Asimismo, alertamos a usted respecto a la situación crítica que están pasando los Agentes Generadores a quienes CAMMESA, sin mediar razón alguna y en una clara violación de “Los Procedimientos”, debe la totalidad de las ventas de los meses de diciembre de 2023, enero y febrero de 2024, encontrándose próxima a vencer la transacción de marzo del corriente año”.

“Adicionalmente, resulta de suma gravedad el hecho de que CAMMESA, contando con fondos disponibles provenientes de cobranzas de la demanda y de aporte del Tesoro Nacional no efectuó los pagos correspondientes, lo que representa un grave incumplimiento:

(i) de sus deberes bajo la regulación aplicable (artículo 5.6. de Los Procedimientos de CAMMESA); (ii) a lo instruido por la Secretaría de Energía de la Nación N° NO-2024-41388222-APN-SE/MEC de fecha 23/04/24 y; (iii) a lo remarcado por el Directorio de CAMMESA con fecha 18/04/24, dado que no necesita CAMMESA instrucciones para cumplir con la normativa aplicable”.

Desde AGEERA se puntualizó además al ministro Caputo que “Si bien se rechaza la Resolución en su totalidad, el hecho de sujetar el pago de febrero (CAMMESA posee fondos disponibles desde mediados de abril) a la firma de un acuerdo en el cual se acepte el pago en bonos para los montos correspondientes a diciembre y enero (con la quita que ello implica), resulta especialmente inaceptable”.

“Ante el escenario de incumplimiento de los pagos descripto, muchos de nuestros asociados han debido reprogramar mantenimientos, diferir la cancelación de costos operativos corrientes, aplazar el tratamiento de paritarias sindicales, siendo objeto de medidas de fuerza y hasta se han visto forzados a poner en riesgo el pago de salarios, encontrándose en muchos casos al límite de sus capacidades financieras”, se describió.

“Esta situación afecta el desarrollo normal de nuestra actividad y compromete críticamente la continuidad operativa del Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”, advirtió AGEERA.

En este estado de cosas habrá que ver si Economía ratifica o rectifica su propuesta de pago, y en tal caso que hará cada una de las empresas comprendidas por este conflicto.

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Con una durísima carta a Rodríguez Chirillo, generadores rechazaron el cobro de la deuda de Cammesa con una quita del 50%

Las compañías agrupadas en la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica (Ageera), que representan al 91% de la capacidad instalada eléctrica del país y entre las que sobresalen Pampa Energía, Central Puerto, AES, MSU y Albanesi, emitieron un duro comunicado rechazando la propuesta de la Secretaría de Energía, a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo, para reestructurar la deuda de US$ 1.200 millones mediante un bono en dólares que, en los hechos, implica una quita del 50% por la venta de energía eléctrica y gas natural.

De este modo, se abre un grave conflicto en un sector clave de la economía que podría tener consecuencias operativas en el funcionamiento del sistema eléctrico, según advirtieron en el sector. La oferta del gobierno “afecta los derechos contractuales de los agentes generadores” e implica “una violación a su derecho de propiedad privada”, afirma el comunicado de Ageera.

El gobierno publicó este miércoles la resolución 58/2024 en el Boletín Oficial que le da un ultimátum de cinco días hábiles (la medida original les daba dos días hábiles, pero fue modificada mediante la resolución 66/2024, también publicada este mismo miércoles) para que las generadoras y petroleras acepten la propuesta. Tal como había anticipado EconoJournal, el Ejecutivo propuso saldar la deuda mediante un bono en dólares con vencimiento en 2038 y que hoy cotiza un 50% debajo de la par. Los saldos adeudados tienen que ver con la decisión del titular del Palacio de Hacienda, Luis Caputo, de no cubrir los costos del sector eléctrico entre diciembre de 2023 y enero de este año.

Ageera señala que la propuesta del Poder Ejecutivo “impacta en los compromisos financieros asumidos por algunos generadores con quienes otorgaron financiamiento para desarrollar las inversiones en sus respectivas centrales”. A su vez, la asociación remarcó que “implica una quita adicional en la remuneración de los generadores que venden su energía al spot en pesos, la cual ya se ha visto desvalorizada fuertemente por la elevada inflación de los últimos meses”.

También aseguraron que la reestructuración que propuso el gobierno “afecta en forma directa los programas de operación, mantenimiento e inversión” y que “resulta una alteración a contratos adjudicados en procesos licitatorios públicos lo que genera un precedente que desalentará nuevas inversiones, como ya sucedió en el pasado”.

Seguridad jurídica

Ageera subrayó que la resolución 58/2024 impulsada por el Ministerio de Economía «compromete la responsabilidad de CAMMESA y del Estado Nacional (Secretaría de Energía), en tanto la misma afectaría derechos adquiridos de los Agentes Generadores los cuales forman parte de su propiedad». A su vez, la entidad aseguró que la decisión oficial “afecta la seguridad jurídica en general, y de manera particular en el Mercado Eléctrico Mayorista, lo cual resulta de extrema gravedad ya que sería la primera oportunidad desde la creación del MEM, en la que la administración pública modifica unilateralmente contratos de abastecimiento”.

“Es relevante recordar que los PPAs (Power Purchase Agreement, por sus siglas en inglés) son contratos que se gestaron como un compromiso de Cammesa en el marco de regímenes de promoción de inversiones en un sector en el cual, a pesar de existir la necesidad de nueva generación, no estaban dadas las condiciones para la inversión privada producto de una señal de precio fuertemente distorsionada por los subsidios”, aseguró Ageera.

La modificación unilateral de los contratos y los derechos adquiridos “repercutiría fuertemente en el mercado eléctrico y las señales para inversión futura, así como en la credibilidad financiera de las empresas, del mercado y del país. De esta manera, un problema financiero del mercado energético se convertiría en un incumplimiento del Estado Nacional, fuerte signo de falta de seguridad jurídica”.

Además, Ageera sostiene que “el hecho de sujetar el pago de febrero, para el cual Cammesa posee fondos disponibles desde mediados de abril, a la firma de un acuerdo en el cual se acepte el pago en bonos para los montos correspondientes a diciembre y enero (con la quita que ello implica), resulta especialmente inaceptable”.

Por último, remarcan que “ante el escenario de incumplimiento de los pagos descripto, muchos de nuestros asociados han debido reprogramar mantenimientos, diferir la cancelación de costos operativos corrientes, aplazar el tratamiento de paritarias sindicales, siendo objeto de medidas de fuerza y hasta se han visto forzados a poner en riesgo el pago de salarios, encontrándose en muchos casos al límite de sus capacidades financieras. Esta situación afecta el desarrollo normal de nuestra actividad y compromete críticamente la continuidad operativa del Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”.

, Roberto Bellato

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Petroleras se diferencian de las eléctricas y empiezan a aceptar la propuesta de Economía para la cancelar la deuda de Cammesa

Fuentes oficiales informaron este miércoles que algunas empresas productoras de gas que aún no cobraron la factura de Cammesa correspondiente a la provisión del hidrocarburo para generar electricidad en los primeros tres meses del año empezaron a aceptar los términos y las condiciones que estableció el gobierno a través de la resolución 58/2024 de la Secretaría de Energía, adelantada por EconoJournal.

Concretamente, allegados al ministerio de Economía indicaron que Pluspetrol, la tercera productora de hidrocarburos del país, será la primera productora en firmar el acuerdo con Cammesa para cancelar con un bono AE38 la deuda acumulada con la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). YPF y PAE, las dos mayores productoras del país, ya habían dado el aval formal hace quince días al ministro Luis Caputo en una reunión realizada en el Palacio de Hacienda. Se estima que en los próximos días avanzarán en esa dirección.

Algunas petroleras tomaron distancia, de esta manera, de la posición de las generadoras, que a través de una nota de Ageera -la asociación que nuclea a las principales empresas de ese mercado— rechazaron en duros términos el contenido de la resolución oficial.

Sin embargo, otros productores, en especial los que tienen su casa matriz en el exterior, aún evalúan qué respuesta darle al ejecutivo. Una de esas empresas adelantó a este medio que no convalidará la propuesta elevada por el gobierno por considerar que es un cambio violento de las reglas del juego vigente.

La Secretaría de Energía estableció a través de la resolución 58/2024 los criterios que pretende aplicar el Poder Ejecutivo para reestructurar una deuda equivalente a US$ 1200 millones que se acumuló con empresas generadoras de energía y productoras de gas por la decisión del Estado de no cubrir los costos del sector eléctrico entre diciembre de 2023 y enero de este año.

La resolución estipula que las acreencias en favor de los privados se saldarán mediante una emisión del bono en dólares AE38, que hoy cotiza un 50% bajo de la par. La propuesta recibió este miércoles un fuerte rechazo por parte de las generadoras eléctricas a través de un comunicado de la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA).

En contraste, las principales productoras de gas firmarán el acuerdo con Cammesa. Resta saber cómo se cancelará la deuda en la que incurrió el Estado por los pagos del Plan Gas, aunque se estima que será de la misma manera.

, Nicolás Deza

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Paraguay impulsa la construcción de un gasoducto de 1.500 millones de dólares con la Argentina y Brasil

El plan apunta a competir con un proyecto rival boliviano para reutilizar los gasoductos existentes y transportar gas argentino a Brasil. Paraguay está avanzando en conversaciones con empresas de energía y funcionarios gubernamentales de alto rango de la Argentina y Brasil sobre un potencial gasoducto de 1.500 millones de dólares para conectar los tres países, dijeron a la agencia Reuters funcionarios. El plan elaborado por Paraguay apunta a competir con un proyecto rival boliviano para reutilizar los gasoductos existentes y transportar gas argentino a Brasil. Si alguno se concreta, marcaría un cambio potencial importante en los flujos de energía regionales. […]

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YPF Luz suma una central térmica dedicada a la generación de energía en base a gas de exploración

La Central Térmica Bajo del Toro, ubicada en Neuquén, tiene una capacidad instalada de 8 MW. La energía generada a partir de gas de flare se utiliza para minado de crypto in-situ, a cargo de GDA, empresa líder en el sector. YPF Luz anuncia la puesta en operación de la Central Térmica Bajo del Toro, un innovador proyecto que permite aprovechar el gas de las actividades de exploración de YPF, para abastecer con energía las instalaciones mineras de bitcoin de Genesis Digital Assets Limited (GDA), empresa líder que opera 20 centros de datos en todo el mundo. La UTE Bajo […]

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La empresa estatal Energía Argentina firmó un acuerdo con Petrobras para abastecer de gas al noroeste argentino

Las empresas Energía Argentina (Enarsa) y Petrobras suscribieron un memorándum de entendimiento por un plazo de tres años, cuyo objetivo principal es abastecer de gas a la región del noroeste del país. El acuerdo se firmó en Río de Janeiro, en Brasil, entre directivos de ambas compañías. Enarsa destacó, a través de un comunicado, que esa herramienta le permitirá solucionar el abastecimiento de gas del NOA, mientras se finalizan las obras recientemente licitadas de reversión del Gasoducto Norte. También, posibilitará el intercambio de información, identificación y estudio de viabilidad de alternativas, acciones y mecanismos de mediano y largo plazo para […]

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Agrale Argentina, primer fabricante nacional de vehículos propulsados a GNC

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), mediante la Resolución 2024-150, otorgó a Agrale Argentina S.A. la matrícula que la habilita como fabricante de vehículos propulsados a Gas Natural Comprimido (GNC). Esta designación, bajo el código FVPGN001, convierte a Agrale en el primer fabricante de este tipo de vehículos en el país. A lo largo de su trayectoria, Agrale Argentina ha sido pionera en la producción local de vehículos pesados, específicamente autobuses, utilizando Gas Natural como combustible exclusivo. Los autobuses Agrale a GNC están equipados con tecnología de punta, incluyendo motores que cumplen con la norma Euro VI y cilindros […]

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Dos ingenieros nucleares al frente de la Comisión Nacional de Energía Atómica

El doctor en ingeniería nuclear Germán Guido Lavalle asumió como presidente del organismo y el ingeniero nuclear Luis Rovere será su vicepresidente. Mediante el Decreto 380/2024, el doctor en Ingeniería Nuclear Germán Guido Lavalle fue designado presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, en reemplazo de la doctora en Física Adriana Cristina Serquis. Junto con Luis Rovere en el cargo de vicepresidente, liderarán la nueva etapa del organismo. “Es un honor haber sido designado en una institución de tanta trayectoria y relevancia en la vida nacional como la CNEA”, dijo Guido Lavalle. El nuevo presidente anticipó que su gestión […]

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Alerta en Santa Cruz: crece la preocupación por una mancha de hidrocarburos de 19 km de largo cerca del Perito Moreno

Guardaparques y guías constataron la anomalía en el lago Argentino; presumen que proviene de las embarcaciones turísticas que navegan la zona. Diversos ambientalistas y guías de montaña que viven en El Calafate y El Chaltén comenzaron a alertar en las últimas semanas sobre un posible derrame de hidrocarburos en el Brazo Rico del lago Argentino, en cercanías del glaciar Perito Moreno. Según las imágenes satelitales, la mancha tiene unos 19 kilómetros de largo y se observa al menos desde el 11 de abril pasado. La estela negra en el lago fue primero detectada por guardaparques del Parque Nacional Los Glaciares […]

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La OPEP resuelve planes de compensación para miembros sobreproductores

La OPEP convocó ayer un taller para abordar los problemas de sobreproducción de petróleo y diseñar planes de compensación integrales para compensar los excedentes anteriores, según un comunicado de prensa oficial de la OPEP. La presión para que se cumpla con los recortes de producción se produce cuando el precio del crudo Brent ha bajado aproximadamente 6 dólares por barril en los últimos 30 días. El taller reunió a expertos técnicos de Irak y Kazajstán, junto con profesionales de la industria de fuentes secundarias, y fue impulsado por los mandatos recientes descritos en la 35ª Reunión Ministerial de la OPEP […]

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Puna Mining desembarca en Salta con una inversión en litio de US$ 250 millones

Es el cuarto desarrollo de la provincia. En un año y medio, estará lista una nueva planta que permitirá comercializar el mineral. Salta suma otro proyecto de litio de la mano de un argentino con amplia experiencia en el sector. La provincia habilitó a la empresa nacional Puna Mining a comercializar el mineral que empezó a producir, a modo de prueba, en Salar del Rincón, departamento de Los Andes. Luego de que la Secretaría de Minería y Energía local emitiera la Declaración de Impacto Ambiental para la fase 3, la compañía se prepara para avanzar con una inversión de US […]

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Gobierno trabaja en un programa para acceder a la garrafa a un costo más bajo

El programa Garrafa Solidaria reemplazará al de la garrafa subsidiada que se llevaba a cabo desde años atrás, en los meses de bajas temperaturas. El anuncio se hará en las próximas semanas. Los meses con las temperaturas más bajas ya llegaron y esto provoca una mayor demanda en la compra de garrafas por parte de las personas que no cuentan con gas natural en sus viviendas. Desde hace unos años atrás, el Gobierno de San Juan implementó operativos departamentales para poder llegar con una garrafa subsidiada a los hogares más humildes. Este programa estaba en duda tras el cambio de […]

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Los Petroleros Privados adhieren al paro convocado por la CGT

El sindicato se sumará a la convocatoria. Plantea el rechazo a la restitución de Ganancias. El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa adherirá el jueves al paro convocado por la CGT, en franco rechazo a la política salarial y laboral del gobierno nacional. Se trata de la principal organización gremial en los bloques de Vaca Muerta. Tal como lo viene informando Mejor Energía, buena parte del posicionamiento de la organización gremial se fundamenta en la restitución del Impuesto a las Ganancias, que implicará la afectación salarial de miles de trabajadores en la principal […]

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¿Pueden las inundaciones del sur del Brasil afectar el suministro energético de la Argentina?

Las históricas inundaciones en el estado de Rio Grande do Sul en Brasil están siendo monitoreadas de cerca por Cammesa, la compañía que administra el despacho eléctrico en la red argentina. La infraestructura eléctrica se encuentra en una condición crítica, con decenas de líneas de transmisión fuera de servicio. La situación en el sur brasileño podría arrastrar algunos inconvenientes para la gestión del Sistema Argentino de Interconexión Eléctrica (SADI), explicaron desde Cammesa ante una consulta de EconoJournal.

La situación en Rio Grande do Sul es crítica, con más de 90 víctimas y más de cien desaparecidos contabilizados hasta el momento. A la tragedia humana se suman los daños materiales, con miles de desplazados por el agua en varios municipios, inclusive en la capital del estado, Porto Alegre. El congreso aprobó el martes un decreto ley del presidente Lula da Silva para declarar el estado de calamidad en todo el estado. El gobierno federal dependía de esa aprobación para liberar fondos a Rio Grande.

Mientras tanto, el impacto de las inundaciones sobre la infraestructura eléctrica se hizo sentir con fuerza. El último reporte del Operador Nacional del Sistema Eléctrico del Brasil (ONS), publicado el lunes, indica que 30 líneas de transmisión, cinco generadoras hidroeléctricas y 8 transformadores están fuera de operación. El gobierno estatal informó que aproximadamente 430.000 consumidores continúan sin electricidad.

La rapidez con la que se restablezcan los servicios depende de que se liberen los bloqueos en las carreteras, muchas de las cuales fueron destruidas por la inundación. Hay contabilizados bloqueos parciales y totales en al menos 102 tramos de 58 carreteras. También se reportaron seis represas en riesgo, con la central hidroeléctrica UHE 14 de Julio (100 MW de potencia) declarada en emergencia luego del colapso parcial de su presa.

El ONS esta monitoreando la situación y coordinando acciones junto a los generadores y otros agentes del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para evaluar los daños y cuánto tiempo tomará reponer el suministro. En particular, «el ONS está atento a la coordinación de la operación hidráulica de las cuencas de la Región Sur, en un escenario de reducción de caudales que se observará en los próximos días«. El Ministerio de Minas y Energía decidió importar hasta 390 MW desde Uruguay para reforzar el suministro.

Impacto en la Argentina

La crisis en el sur de Brasil no tiene de momento impacto alguno sobre la operación del SADI. No obstante, la gestión podría registrar algunos inconvenientes si en Brasil se retrasan los trabajos de restablecimiento de la infraestructura eléctrica.

«Por razones de seguridad de la red en Brasil en estos días la importacion no esta disponible. En mayo el efecto no es muy relevante en términos operativos ni en costos. Si esta restricción circunstancial se mantuviera en junio-julio podría implicar mayores costos para el MEM y menores niveles de reserva disponibles«, señalaron desde Cammesa ante una consulta de este medio.

La red cuenta en este momento con mayores aportes desde las represas hidroeléctricas en Yacyretá y Salto Grande. «Las áreas operativas están siguiendo el tema», añadieron desde la empresa.

ATENÇÃO – ALERTA | Novo episódio de chuva volumosa a excessiva atingirá o Rio Grande do Sul e prolongará enchentes. Não será chuva tão extrema como dias atrás, mas provocará problemas e trará riscos.

Leia o alerta: https://t.co/9OF6VyOvkp pic.twitter.com/pkiAEIL881

— MetSul Meteorologia (@metsul) May 7, 2024

En las últimas horas se registró un desplazamiento de las lluvias hacia el sur de Rio Grande do Sul, especialmente hacia la frontera con el Uruguay. En la Argentina la crecida del Río Uruguay está impactando particularmente en ciudades costeras en las provincias de Corrientes y Entre Ríos. Algunos modelos meteorológicos también advierten de nuevas lluvias copiosas en los próximos días en el centro y nordeste del estado, por lo que el escenario inmediato luce complejo para las tareas de restablecimiento del servicio.

, Nicolás Deza

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Gobierno de Argentina propone un bono en dólares para paliar la deuda con generadoras

El Ministerio de Economía de la Nación lanzó la Resolución 58/24 para paliar la deuda que tiene con las generadoras de electricidad y petroleras, producto de reducir al mínimo las transferencias a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y no abonar las bonificaciones del Plan Gas, respectivamente. 

El gobierno prevé fijar un plazo de cinco días para que generadoras y petroleras acepten cobrar la deuda  acumulada entre diciembre 2023, enero y febrero 2024, que oscila $1.074.258.000.000 (alrededor de USD 1250 millones). Esto significa que las empresas generadoras de electricidad y petroleras tendrán únicamente cinco días para prestar conformidad (si así lo consideran) y documentar el monto impago correspondiente.

Para ello se emitirá un bono en dólares Step-UP 2038 (más conocido como AE38) que vence dentro de 14 años, posee una tasa fija del 4,25% anual y cotiza al 50% de paridad. Y el monto a emitir será de aproximadamente $600.000.000 a lo largo de la próxima semana.

En otras palabras, aquellas entidades que acepten tales condiciones tendrán una quita cercana al 50% del capital pendiente; sumado a que el documento gubernamental no detalla si habrá un pago por intereses por la mora dada. 

La Resolución 58/24 (y su respectiva modificatoria Res 66/24 publicada el mismo día) llega casi dos semanas después de la reunión en la que participaron de la reunión el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo; los asesores del Ministerio de Economía Diego Adúriz, Martín Vauthier y Nicole Daltroy; y representantes de CAMMESA, YPF, Tecpetrol, Pluspetrol, Total Energies, CGC, Pan Energy, Pampa Energía, AES Corporation, Central Puerto y Grupo Capsa, entre otros.

El régimen será de carácter “excepcional, transitorio y único” para el saldo de las transacciones económicas del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de los meses previamente mencionados, en pos de restablecer la cadena de pago y preservar el abastecimiento del servicio público de electricidad

“En el caso, que se produjeran divergencias respecto de los montos que le corresponde a los Acreedores del MEM por las Transacciones Económicas de los meses de diciembre 2023, enero 2024 y febrero 2024, las diferencias podrán someterse a los procedimientos de solución de controversias previstos en las normas regulatorias y/o contractuales que estuvieran alcanzados por las transacciones mencionadas”, aclara la resolución que lleva la firma de Eduardo Rodríguez Chirillo.

Las liquidaciones serán canceladas en cuestión de diez días hábiles mediante la entrega de títulos públicos AE38 y el cálculo de los montos nominales a entregar de cada bono se realizará al tipo de cambio de referencia (Com. A3500) a la cotización vigente al cierre del día de la fecha de la aceptación formal por parte de los agentes generadores del MEM.

“Las liquidaciones de los acreedores del MEM del mes de febrero de 2024 serían canceladas con fondos disponibles en las cuentas bancarias habilitadas en CAMMESA a efectos de las cobranzas y con aquellos disponibles por las transferencias realizadas por el Estado Nacional al Fondo Unificado con destino al Fondo de Estabilización”, agrega la Res 58 de la Secretaría de Energía de la Nación. 

Además, la normativa del Poder Ejecutivo habilita la apertura de un nuevo plan de pagos en 48 cuotas para las distribuidoras eléctricas para los pagos a CAMMESA de febrero y marzo 2024. Mientras que la deuda de abril deberá ser saldada en 100% de la transacción en hasta 30 días corridos.

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Ministerio de Energía de Chile definió nuevos polos de desarrollo con potencial renovable de hasta 19945 MW

El Ministerio de Energía de Chile publicó los resultados finales de los Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica (PDGE) en las provincias de Antofagasta y Tocopilla, que tienen como objetivo orientar el uso del territorio para la generación renovable, con incidencia en la planificación de la transmisión eléctrica y con la referencia del rango de la proyección de la expansión energética hacia el 2050.

Su dimensionamiento responde a la capacidad de un único sistema de transmisión y a la agrupación de áreas con potencial de energía renovable, continuas o discontinuas, pero próximas entre sí. 

En total son cinco polígonos (tres en Antofagasta y dos en Tocopilla) que suman un total de 112440 hectáreas de superficie y un potencial priorizado por la Planificación Energética de Largo Plazo (PELP) de 10445 MW de capacidad a instalar. 

Aunque los documentos publicados en la web oficial del Ministerio de Energía de Chile también destacan que las regiones pueden lograr un potencial total que varía desde 8843 MW hasta 19945 MW de capacidad, dependiendo la tecnología a implementar. 

Y para todos ellos, Evaluación Ambiental Estratégica (EAE) recomendó impulsar licitaciones de terrenos fiscales para almacenamiento de manera de minimizar la variabilidad en la disponibilidad de las energías renovables.

¿Cómo se distribuyen los Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica?

Para la provincia de Antofagasta, el gobierno definió tres polígonos de 96.682 hectáreas en conjunto y que podrían abarcar de 6616 MW a 16671 MW de potencia renovable (8.218 MW serían los prioritarios por la PELP). 

El polígono N°1 abarca 18965 hectáreas, se emplaza en la comuna de Sierra Gorda, a 22 kilómetros del poblado de Baquedano y la Infraestructura eléctrica más cercana se encuentra a 5 km aproximadamente, correspondiente a LT 220 kV “El Cobre – Esperanza”, propiedad de Minera Esperanza.

Dicha área oscilaría entre 2046 MW de capacidad de concentración solar de potencia (CSP) o 4171 MW fotovoltaicos; aunque se aclara que existen múltiples intereses de uso alternativo, principalmente mineros, en las zonas con potencial energético. 

El segundo polígono se ubica en la comuna de Taltal, a aproximadamente 95 kilómetros de la ciudad homónima, y la infraestructura eléctrica más cercana es la S/E Guanaco y LT 66 kV correspondiente, a 4 km. 

En dicho terreno de 52190 hectáreas podría desarrollarse entre 2289 MW de potencia eólica o alrededor de 8395 MW solares fotovoltaicos, de acuerdo a la información provista por el Ministerio de Energía. 

Mientras que el polígono N°3 cuenta con 25527 hectáreas en los que la concentración solar de potencia (2.281 MW) o la generación fotovoltaica (4105 MW) serían las tecnologías para convertirlo en un Polo de Desarrollo de Generación Eléctrica.

El mismo se emplaza en la comuna de Taltal, a 105 kilómetros de la ciudad homónima; en tanto que la Infraestructura eléctrica más cercana se encuentra a 2 km en dirección suroeste y es la línea de transmisión 500 kV “ Los Changos – Cumbre”, propiedad de Transmisora Eléctrica del Norte.

Por el lado de la provincia de Tocopilla, el gobierno estableció dos zonas de 15758 ha  con un potencial de 2227 MW a 3.274 MW de capacidad renovable, siendo el primer dato mencionado el priorizado por la Planificación Energética de Largo Plazo.

El polígono N°1 (3.261 ha) tiene la posibilidad de desarrollar 815 MW fotovoltaicos en una zona de múltiples intereses de uso alternativo (industrial y residencial), a 10 kilómetros de la ciudad de Tocopilla y con cinco líneas de transmisión atraviesan el área seleccionada. 

La particularidad es que, para dicha región, la Evaluación Ambiental Estratégica recomendó el fortalecimiento del hidrógeno verde como actividad económica que ofrezca mayor diversificación y encadenamientos. 

En tanto que la segunda área definida (9833 ha), ubicada en la comuna de María Elena (a 50 km aprox del poblado homónimo) la proyección varía entre 1.412 MW de centrales CSP o 2.459 MW fotovoltaicos; y la línea de transmisión más cercana está a 500 metros y es la LT 500 kV Los Changos – Kimal.

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Abre la consulta publica de las DACG de almacenamiento para el sistema eléctrico mexicano

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) publicó el anteproyecto de acuerdo por el cual emitirá las Disposiciones Administrativas de Carácter General para la Integración de Sistemas de Almacenamiento de Energía al Sistema Eléctrico Nacional.

En el expediente completo que se encuentra disponible en la web de la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER), se indica que con esta propuesta se persigue una integración ordenada de Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica (SAE), permitiendo reducir los costos operativos, contrarrestar la variabilidad de centrales eléctricas y aprovechar los productos y servicios que pueden ofrecer los SAE para mejorar la eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad del SEN.

Así también lo anticipó Walter Julián Ángel Jiménez, comisionado de la CRE durante el primer evento de Future Energy Summit Mexico (FES Mexico):

“Esta regulación nos van a ayudar a meter eficiencias del sistema energético y que también podamos cumplir con un objetivo histórico, que es poder desarrollar una transición de un sistema pesado, de un sistema de grandes emisiones, recargado del 86.4% de combustibles fósiles desde el punto de vista de la matriz de energías primarias y poder transitarlo de manera mucho más rápida”, aseguró el comisionado durante FES Mexico.

¿Cómo se plantea su integración? La integración de los SAE al SEN se realizaría en alguna de las siguientes modalidades: SAE-CE, SAE-CC, SAE-AA y SAE no Asociado.

SAE-CE: Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica asociado a una Central Eléctrica. Modalidad en la cual se integra un SAE a una Central Eléctrica intermitente, existente o nueva, y que comparten el mismo Punto de Interconexión. Sus características y modos de operación deberán responder a las presentes Disposiciones con base en los criterios de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad y los planes de expansión del SEN;
SAE-CC: Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica asociado a un Centro de Carga. Modalidad en la cual el SAE se encuentra integrado a un Centro de Carga, existente o nuevo, sin incluir una Central Eléctrica y que comparten el mismo Punto de Conexión, sin que el SEN observe distinción entre ellos. El SAE podrá ser utilizado para abastecer el propio consumo, asegurando que no exista inyección de energía eléctrica a la RNT o a las RGD mediante la implementación de la infraestructura necesaria para tal fin;
SAE-GE: Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica asociado a un Generador Exento conforme a lo establecido en las Disposiciones Administrativas de Carácter general, los modelos de contrato, la metodología de cálculo de contraprestación y las especificaciones técnicas generales, aplicables a las Centrales Eléctricas de Generación Distribuida y Generación Limpia Distribuida, publicadas mediante la resolución número RES/142/2017 o el instrumento que lo sustituya en materia de Centrales Eléctricas con Capacidad Instalada Neta menor a 0.5 MW, Generación Distribuida y Generación Limpia Distribuida.
SAE-AA: Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica asociado a un esquema de Abasto Aislado. Modalidad en la que el SAE se incorpora a una Central Eléctrica intermitente cuya generación se destina al Abasto Aislado para la satisfacción de necesidades propias;
SAE no Asociado: SAE que no estará integrado a una Central Eléctrica o Centro de Carga, observándose de manera independiente su inyección y/o consumo a la RNT o a las RGD y requiere de un Permiso de Generación otorgado por la Comisión. Sus características y modos de operación deberán responder a las presentes Disposiciones con base en los criterios de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad y los planes de expansión del SEN;

Respecto a los estudios de interconexión y conexión se indica que las solicitudes deberán realizarse de acuerdo con lo establecido en el MIC y será aplicable a las modalidades SAE-CE, SAE-AA y SAE no Asociado. En tanto que, en el caso de los SAE-GE, se debe atender lo establecido en el Manual de Interconexión de Centrales de Generación con Capacidad menor a 0.5 MW y que pretendan cargarse desde la RNT o RGD.

Ofertas de Compra y Venta

El anteproyecto de acuerdo en el inciso 2.12 del Anexo, indica que las ofertas de compra y venta de energía y Productos Asociados que realice el conjunto SAE-CE y SAE no Asociado se sujetarán a lo establecido en las Reglas del Mercado y demás Disposiciones aplicables respecto a la representación de Centrales Eléctricas.

Además aclara que las ofertas de venta que realice el conjunto SAE-CE y SAE no Asociado para la Unidad de Central Eléctrica, se realizarán con base en la disponibilidad de la Central Eléctrica intermitente y la Energía Disponible del SAE, de acuerdo con el perfil de generación horario, Capacidad Instalada Neta y Potencia SAE presentados para el Estudio de Interconexión.

Por su parte, para el conjunto en la modalidad SAE-AA y SAE-CC, el Suministrador o Usuario Calificado Participante del Mercado que representa a los Centros de Carga se propone como actor responsable de realizar las ofertas de compra.

En la modalidad SAE-CE y SAE no Asociados podrán directamente ofrecer los Servicios Conexos establecidos en la regulación vigente, siempre y cuando cumplan lo requerido por las Reglas del Mercado. Y al respecto se precisa:

Los Servicios Conexos incluidos en el MEM son los siguientes:

Reservas de Regulación Secundaria.
Reservas Rodantes.
Reservas Operativas.
Reservas Suplementarias, según se define en los Manuales de Prácticas de Mercado.

Los Servicios Conexos no Incluidos en el MEM (SCnMEM) son los siguientes:

Servicio de Arranque de Emergencia;
Servicio de Operación en Isla; y
Servicio de Soporte de Tensión (potencia y reserva reactivas).

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Solis vislumbra un boom de almacenamiento en Dominicana en los próximos 5 años

República Dominicana celebra las elecciones generales por la presidencia el próximo domingo 19 de mayo y crecen las expectativas del sector renovable por conocer quién conducirá la agenda energética en los próximos años.

Los candidatos principales son el presidente Luis Abinader, quien busca la reelección y representa el «Partido Revolucionario Moderno»; el expresidente Leonel Fernández, quien lidera su propio partido «La Fuerza del Pueblo” (LFP); y Abel Martínez, quien se postula por el Partido de la Liberación Dominicana (PLD).

En este contexto, en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica en el marco de Future Energy Summit (FES), Sergio Rodríguez, gerente de Servicio y Producto para Latinoamérica de Solis, fabricante líder en inversores solares analiza la actitud que ha tomado el gobierno actual en cuanto a la política energética y augura un crecimiento prolongado de energías renovables en los próximos años.

“Año tras año, la industria solar ha ido creciendo en República Dominicana y en los últimos años se ha incentivado más el autoconsumo. El presidente actual ha tenido un discurso y una acción política muy fuerte en favor de las energías renovables, electromovilidad y almacenamiento”, explica. 

Y agrega: “Esto no ocurre en muchos países de Latinoamérica donde el discurso no suele ir de la mano del accionar político. Este posicionamiento ha dado un muy buen mensaje a todos los inversionistas extranjero y República Dominicana crece a paso acelerado”.

Según el experto, el actual gobierno se ha mostrado como un “facilitador de políticas en favor de las renovables” que está abierto a escuchar a los privados para adaptarse a cualquier reto. Por ello, de mantenerse estas señales, considera que la actividad renovable continuará incrementándose.

De esta forma, para seguir con esta ola de crecimiento, el experto hace hincapié en que las políticas públicas tienen que llevarse adelante con mucha responsabilidad y perspectiva a largo plazo.

“Al ser una isla energética que solo limita con Haití, República Dominicana  requiere un mix energético balanceado de energía solar, eólica, almacenamiento y biomasa. Para lograr ello, se necesitan más reglas claras que faciliten e incentiven a las energías renovables”, afirma . 

También propone a quien llegue al poder, retirar los subsidios a las energías convencionales que suelen ser una barrera para los proyectos limpios.

De acuerdo a Rodríguez, República Dominicana es un mercado colmado de retos por lo que desde la compañía están constantemente innovando en sus inversores para solucionar todos los problemas que pueden generarse en la red. 

Por ejemplo, señala que el curtailment es todo un desafío que puede abrir una ventana de oportunidad para incrementar el uso de baterías en la región. 

“Si bien el almacenamiento no crece al mismo ritmo que el autoconsumo, a medida que logremos reducir los costos de las baterías, República Dominicana experimentará un boom de storage en los próximos 5 años. Mientras tanto estamos buscando dar con la configuración exacta de almacenamiento que el cliente demanda”, confiesa. 

En tanto a los productos más demandados por el país caribeño, el especialista cataloga como “soluciones estrella” la gama trifásica en bajo voltaje, es decir, equipos desde los 10 a los 60 kW en 220.

No obstante, por su amplia presencia en distintos países, cuentan con una variada gama de productos que se adaptan a las necesidades de cada mercado, lo cual los posiciona como la primera opción en inversores.

Además de República Dominicana, Rodríguez destaca a México, Honduras, Panamá, Colombia, Argentina y Chile como los países más atractivos para la compañía.

Sin embargo, concluye: “Todos los países en los que tenemos presencia son de nuestro interés. Si bien hay algunos que avanzan más rápidos que otros, no desatendemos ninguno y tenemos apetito por seguir creciendo en cada uno de ellos”.

 

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UL Solutions solicitó seguridad jurídica para la financiación a largo plazo de proyectos eólicos en México

En el  megaevento de Future Energy Summit (FES) desarrollado en México, más de 500 profesionales del ámbito local e internacional debatieron sobre los principales desafíos y oportunidades que presenta el sector renovable en el país.

En efecto, durante la feria, muchos expertos coincidieron en que la industria eólica en México enfrenta retos en cuanto a seguridad jurídica y claridad regulatoria, que pueden tener un impacto significativo en la financiación a largo plazo de proyectos de energía renovable. 

Una de ellas fue Pilar Bisteni, Senior Project Manager de UL Solutions, líder en soluciones para energía renovable, quien destacó la necesidad de un marco regulatorio “sólido, estable y coherente” para garantizar la bancabilidad y la sostenibilidad en pos de atraer inversiones a este sector en crecimiento.

“Necesitamos seguridad jurídica para la financiación a largo plazo, que se puedan tener procesos regulatorios claros y firmes pero que puedan invitar a toda la industria, privada local y extranjera a participar”, indicó.

En el contexto de elecciones presidenciales en México, donde los cambios de administración pueden alterar significativamente las políticas energéticas, Bisteni aboga por una visión a largo plazo que supere el ciclo de un sexenio. 

“Independientemente de la ideología de los candidatos, las metas deben ser las mismas. Porque así es mucho más sencillo tener un escenario a largo plazo. Que vaya más allá de un sexenio, sino que sea a 50 años”, afirmó.

Para lograr estos objetivos, Bisteni asegura que es crucial la participación activa de expertos y asociaciones en grupos de trabajo para la planificación regulatoria.  Esa retroalimentación entre los distintos eslabones de la cadena de suministro resulta fundamental para la creación de una agenda energética adecuada.

Cabe destacar que UL Solutions ha estado trabajando estrechamente con el sector financiero para asegurar que los proyectos eólicos sean viables y sustentables. 

“Nuestros servicios van desde certificación de turbinas hasta curvas de potencia y estudios de producción de energías. En mi equipo de energías renovables, hacemos auditorías para proyectos que están en procesos de adquisición y de financiamiento”, señala Bisteni.

Teniendo en cuenta la vasta experiencia en el rubro, Bisteni hace predicciones sobre los costos de la energía eólica a futuro y advierte otros obstáculos que frenan el avance de esta industria.

“Aunque el LCOE (costo nivelado de energía) disminuirá por los avances tecnológicos con el correr de los años, y los costos de instalación también tenderán a bajar, el corto plazo presenta desafíos significativos”, explicó. 

Y agregó: “Si viene un boom de proyectos, no sabemos si habrá las grúas disponibles para todos. Va a haber competencia, pero no va a haber la misma economía de escala. A corto plazo, no vemos una bajada del LCOE, quizás una estabilidad. Pero sí a largo plazo”, explica.

Por ello, concluye en que la solución está en incentivar la actividad a través del trabajo articulado público y privado con una visión a largo plazo para aprovechar todas las oportunidades de las energías renovables y detonar la industria.

 

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Arctech explica los aspectos claves de sus trackers para el sector solar argentino

El mega evento FES Argentina, organizado por Future Energy Summit, reunió a más de 500 líderes y del sector de las energías renovables de la región, con el fin de visibilizar las oportunidades y explorar nuevos negocios e inversiones sostenibles en el camino de la transición energética. 

Arctech Solar, fabricante y proveedora de soluciones de sistemas de estructura fija y sistemas de seguimiento solar, fue una de las empresas que participaron del encuentro, donde analizaron las “claves para la eficiencia de la energía solar en sus distintas escalas de proyectos” y cómo se posiciona Argentina dentro de la industria renovable de Latinoamérica. 

“Consideramos a Argentina como uno de los mercados prioritarios en la región. Se ha vuelto un país atractivo pero también demandante. Así como el desarrollo del país tiene exigencias nuevas, el desarrollo de productos con los que colaboramos los paneles, inversores y nuestros clientes impulsan la innovación”, manifestó Olvia Malagon, technical sales manager North & Latin America de Arctech

Desde la firma fundada en China confiaron que ese impulso está vinculado con la fórmula para afrontar la presión que reciben los módulos y trackers solares, producto de las “altas velocidades de viento en Argentina” y que las soluciones sean confiables para el mercado.

La innovación de Arctech fue que el tracker sea un poco más rígido, pero que al mismo tiempo proteja al panel solar; y la conclusión fue cambiar la posición de seguridad, es decir cómo se protegerá el panel y la estructura cuando recibe las cargas máximas de viento.

“Por ello, en lugar de que el tracker resista las altas presiones de viento a 30° o 45°, lo cambiamos a casi paralelo al suelo, con lo cual directamente se reduce toda la carga que reciben los módulos y por defecto protegemos ambas soluciones y logramos eficiencia y durabilidad de las plantas solares”, explicó Malagon durante FES Argentina.

Por otro lado, Arctech puso el foco en la importancia de estar en constante contacto con los fabricantes de paneles e inversores para lograr la eficiencia y facilitarles los procesos a los clientes, como también en brindar una mejor atención de campo. 

“La tendencia es que donde se completa la experiencia y satisfacción del cliente no es durante el proceso de venta o el diseño técnico del producto, sino en la experiencia en sitio, en servicio cuando se instala el tracker”, apuntó la technical sales manager North & Latin America de la compañía

“Estamos implementando en Argentina un servicio para el cliente mediante equipo local, completando los procesos que involucran cuestiones logísticas, de instalación y más. Nos toca apostar por el servicio al cliente en sitio y también serán interesantes los proyectos agrovoltaicos, por lo que posiblemente se puedan encontrar algunas soluciones”, concluyó. 

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Camilo Charme Ackermann asume como nuevo director ejecutivo de Generadoras de Chile

El Directorio de Generadoras de Chile designó a Camilo Charme Ackermann como nuevo director ejecutivo de la asociación gremial, posición desde la cual liderará el trabajo directivo de la entidad que reúne a las principales empresas generadoras y de almacenamiento eléctrico del país. Charme se desempeñaba a la fecha como gerente general de la organización.

Adicionalmente, el Directorio decidió conformar un Comité Ejecutivo, conformado por tres representantes de sus asociados, que colaborará activamente en la coordinación e implementación del plan estratégico del sector. Esta instancia estará representada por Jaime Pino, presidente del Directorio, representante de Innergex; Juan Eduardo Vásquez, director en representación de Colbún; y Joan Leal, director en representación de EDF Chile.

El presidente del Directorio de Generadoras de Chile, Jaime Pino, señaló que el nuevo director ejecutivo “tendrá el desafío de posicionar la visión de Generadoras de Chile en aquellas instancias donde se produce el debate en torno a materias regulatorias y de toma de decisión, con el objetivo de promover políticas públicas para modernizar el sector y contribuir a la materialización de iniciativas que son clave para que las empresas de generación sigan aportando a la transición energética y el, desarrollo sustentable del país, para lo cual contará con todo el apoyo y orientación tanto del Directorio como del Comité Ejecutivo del mismo”.

“Agradezco la confianza del Directorio para liderar esta etapa de Generadoras de Chile desde este rol, el cual asumiré con entusiasmo y el compromiso de todo el equipo ejecutivo del gremio, con el objetivo de fortalecer el trabajo de la asociación, impulsar la agenda energética y trabajar proactivamente con actores públicos y privados con el objetivo común de facilitar todas las condiciones que requiere esta industria estratégica para seguir invirtiendo en nuevos proyectos de energías y almacenamiento que son indispensables para un proceso de transición energética segura, responsable y con mirada de largo plazo”, señaló Charme.

Camilo Charme Ackermann es abogado de la Universidad Católica de Chile, Máster en Derecho Público de la Universitat Pompeu Fabra, y Máster en Economía de Mercados Regulados de la Universitat de Barcelona. Además, cuenta con un Diplomado en Administración de Empresas (AMP-Universidad de Los Andes) y un Diplomado en Gobiernos Corporativo (Pontificia Universidad Católica de Chile).

Desde la perspectiva profesional, cuenta con amplia experiencia en el sector eléctrico, habiendo ocupado cargos ejecutivos en empresas de distribución, transmisión y generación, lo que le ha dado un profundo conocimiento en el tema de relacionamiento con autoridades y stakeholders, así como en liderazgo de equipos de trabajo.

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JinkoSolar recibió 5 sellos de «Mejor Marca de Energía Fotovoltaica» en 2024 de EUPD Research para LATAM

Recientemente, JinkoSolar ganó cinco sellos de «Mejor Marca de Energía Fotovoltaica» en países clave de América Latina, incluyendo Brasil, Colombia, México, Chile y en toda la región de LATAM.

Esto es un testimonio del arduo trabajo de nuestro equipo y su dedicación incansable para liderar la innovación en la industria solar y contribuir a un futuro más sostenible.

Los prestigiosos sellos fueron otorgados por el renombrado EUPD Research, uno de los principales institutos de investigación y aplicación en el campo de la energía fotovoltaica y el almacenamiento de energía.

Con su investigación de mercado impulsada por datos y su servicio de consultoría, EUPD Research ha sido fundamental en el desarrollo de soluciones innovadoras e integradas para empresas impulsadas por la sostenibilidad.

Para JinkoSolar, estos sellos representan más que solo reconocimiento; son una validación de nuestro compromiso de proporcionar productos de alta calidad y soluciones confiables que impulsen la adopción de la energía solar en toda la región de LATAM y más allá.

Como líderes de la industria, buscamos constantemente superar las expectativas y dar el ejemplo, impulsando la innovación y promoviendo la sostenibilidad en cada etapa.

Nuestro equipo está dedicado a enfrentar los desafíos de hoy y dar forma al futuro de la energía solar con pasión y determinación.

Con tecnología de vanguardia, procesos mejorados y un compromiso inquebrantable con la excelencia, continuaremos elevando el estándar de la industria e inspirando cambios positivos en todo el mundo.

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Ultimátum de Economía a generadoras y petroleras para que reestructuren una deuda de US$ 1200 con una quita del 50%

El gobierno publicará este miércoles en el Boletín Oficial la resolución 58 de la Secretaría de Energía, que establecerá de manera formal los criterios que pretende aplicar el Ejecutivo para reestructurar una deuda de US$ 1200 millones que se acumuló con empresas generadoras de energía y productoras de gas por la decisión del Estado de no cubrir los costos del sector eléctrico entre diciembre de 2023 y enero y febrero de este año.

EconoJournal accedió en exclusiva a la normativa —lleva la firma de Eduardo Rodríguez Chirillo, titular de la cartera energética— que, en términos simplificados, estipula que las acreencias en favor de los privados se saldarán mediante una emisión del bono en dólares AE38, que hoy cotiza un 50% bajo de la par, tal como había este medio en su edición del 26 de abril. Eso quiere decir que, en la práctica, las compañías que avalen las condiciones que fijó el gobierno tendrán que estar dispuestas a aceptar una quita que, cuando se incluyen conceptos adicionales que están en juego, arroja un recorte neto de más de la mitad del capital que está en discusión, según señalaron a este medio fuentes privadas al tanto de la negociación.

Caputo se reunión hace dos semanas con los principales referentes de empresas generadoras y productores de gas.

La deuda del Estado con los máximos jugadores del sector energético —Pampa, Central Puerto, AES, MSU y Albanesi, entre las generadoras, e YPF, PAE, TotalEnergies, Wintershall Dea, CGC, Tecpetrol y la propia Pampa, entre los productores de gas— su acumuló como consecuencia de la posición que tomó el ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, desde que asumió el cargo el 10 de diciembre pasado. El titular de Hacienda defaulteó desde esa fecha el pago de los compromisos del Estado con Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que pese a tener una estructura mixta es controlada por la Secretaría de Energía. Por dejar impaga las transacciones económicas de Cammesa de diciembre y enero —que se deberían haber cancelado en febrero y marzo de este año—, se generó un pasivo en favor de los privados de US$ 800 millones, que luego trepó hasta unos US$ 1200 millones cuando Caputo dejó sin pagar la transacción de febrero que venció el 30 de abril.

Ultimátum

La resolución se publicará mañana en el Boletín Oficial da un plazo de apenas dos días para que los privados presten presten conformidad y documenten el monto de la deuda contraída por Cammesa. La resolución no contempla, a priori, el pago de intereses punitorios por la mora en que incurrió el gobierno en cancelar sus obligaciones.

“Instruyese a Cammesa a elaborar y determinar con cada uno de los acreedores del MEM en un plazo de dos días hábiles de la entrada en vigencia de la presente, los importes correspondientes a cada uno de ellos correspondientes a las transacciones económicas de los meses de diciembre 2023, enero 2024 y febrero 2024, con vencimiento en los meses de febrero, marzo y abril de 2024 respectivamente”, establece el artículo 2 de la resolución 58.

«La redacción del texto es fulminante, no nos deja margen de acción», indicó un ejecutivo de una empresa generadora. Entre las fuentes privadas consultadas por EconoJournal existe especial preocupación la redacción capciosa y poco clara del artículo 3, que da a entender que la firma de un acuerdo de conformidad con el gobierno es condición necesaria para que Cammesa abone la transacción de febrero que debería haber pagado la semana pasada.

Es una especie de extorsión. Es una intimación velada a que firmemos a fin de cobrar la plata que nos corresponde que está depositada en las cuentas bancarias de Cammesa”, explicó otro alto ejecutivo del sector que pidió por la reserva de nombre.

Cabe aclarar que la mayor parte de los fondos que recauda Cammesa provienen de lo que abonan las distribuidoras eléctricas por la energía que toman del mercado mayorista. Cammesa funciona como un intermediaria que realiza un ‘pasamanos’ para que el dinero que las distribuidoras le cobran a los usuarios residenciales, comerciales e industriales le llegue a las generadoras, que son las que producen la energía. Por eso, la mayoría de las empresas generadoras considera que lo que está haciendo el gobierno desde la semana pasada es incautar fondos que no son propios. De hecho, algunas compañías reclamaran por nota a la Secretaría de Energía bajo la advertencia de que se reservan el derecho legales para iniciar acciones en el fuero penal contra los directores de Cammesa que no liberen los fondos retenidos en sus cuentas.

¿Qué harán los privados?

De un relevamiento realizado por este medio entre empresas generadoras y productoras se desprende que no hay una respuesta común entre los privados frente al planteo formal del gobierno. Durante este martes, la mayoría de las empresas y cámaras del sector evaluaron en el plano legal el alcance de la propuesta del gobierno.

Si bien YPF y Pan American Energy (PAE), las dos principales petroleras del país, adelantaron en una reunión realizada el miércoles 24 de abril en el Palacio de Hacienda que acompañarán la reestructuración oficial, otras generadoras y productores señalaron que no aceptarán los términos de la reestructuración propuestos por el Ejecutivo.

«Es preferible seguir discutiendo administrativa o judicialmente la situación que marcar un antecedente tan complejo como este. Está decidido en un 99,9% que rechazaremos esta resolución, que implica una ruptura de los contratos de Cammesa. El gran interrogante es si vamos a cobrar la transacción de febrero y cómo seguiremos hacia adelante», señaló el gerente general de una empresa afectada por la decisión del gobierno.

, Nicolas Gandini

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YPF Luz: CT Bajo del Toro abastecerá a GDA para el minado de cryptomoneda

YPF Luz anunció la puesta en operación en Neuquén de la Central Térmica Bajo del Toro, un proyecto que permite aprovechar el gas de las actividades de exploración de YPF (gas de flare) para abastecer con energía las instalaciones mineras de bitcoin de Genesis Digital Assets Limited (GDA), empresa líder que opera 20 centros de datos en todo el mundo.

La UTE Bajo del Toro, compuesta por YPF, Equinor e YPF Luz, cuenta con una capacidad de potencia instalada de 7 MW y 1 MW de back-up. En este marco se firmó un convenio de venta de energía con Genesis Digital Assets que autoriza la instalación de un data center dentro de la central ubicada en Rincón de los Sauces, Neuquén, y abastece a 1.200 equipos de minado de criptomonedas.

Esta iniciativa permite reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, hacer un uso eficiente de la energía, y monetizar el gas de flare, que de otra forma hubiera sido venteado a la atmósfera.

El gas es reaprovechado para generar energía eléctrica que se destina a una nueva industria como la minería de bitcoin, altamente demandante de energía, sin afectar la disponibilidad de la red de energía eléctrica del país y contribuyendo con una solución sostenible.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz comentó que “En 2022 fuimos la primera empresa argentina en generar energía eléctrica para minado de criptomonedas a partir de gas de flare, una solución innovadora en línea con las necesidades de transición energética de YPF. Este proyecto con GDA nos permite acercar a YPF y a Equinor, dos empresas comprometidas con reducir la huella de carbono de sus actividades de exploración, una solución de uso de gas de flare adaptable y sustentable”.

El presidente Ejecutivo de GDA, Abdumalik Mirakhmedov, comentó que “Creemos que Argentina es un país importante para la minería de Bitcoin, dada su abundancia de fuentes de energía y su entorno favorable a los negocios. La apertura de nuestro primer centro de datos en América del Sur es un paso importante en nuestros esfuerzos de diversificación geográfica. Y esta será otra oportunidad para mostrar al mundo que la minería de Bitcoin puede tener un efecto positivo en el medio ambiente y puede integrarse plenamente en las comunidades locales”.

Tanto para YPF como para Equinor, la medición y reducción del gas flare es uno de los principales focos para disminuir las emisiones directas de sus operaciones; y con este tipo de proyectos refuerza su compromiso de minimizar el impacto de su huella de carbono.

Este nuevo modelo de negocio representa una oportunidad no sólo en materia de innovación, sino también para la industria del país, agregando una actividad más al porfolio de soluciones energéticas, se destacó.

Con esta puesta en operación de Bajo del Toro, YPF Luz inicia una nueva etapa para trabajar en soluciones de energización con gas de flare adaptada a las necesidades de cada cliente. En este caso entonces la energía generada a partir de gas de flare se utiliza para minado de crypto in-situ, a cargo de GDA.

GDA es una de las empresas mineras de Bitcoin a escala industrial más grandes y experimentadas del mundo, con un historial de construcción, gestión y escalado de operaciones de centros de datos que abarca casi una década.

La compañía invierte en las comunidades en las que opera a nivel mundial, incluidos los 20 centros de datos en América del Norte, América del Sur, Europa y Asia Central. Con una capacidad total de energía de más de 600 MW, ha puesto en línea a más de 150.000 mineros.

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es generadora líder en la transición energética desde 2013. Su misión es optimizar los recursos naturales para producir energía térmica y renovable. La compañía alcanzó una capacidad instalada total de 3,2 GW que abastece al mercado mayorista y a las industrias argentinas. Cuenta con una capacidad instalada renovable de 497 MW y está construyendo dos parques eólicos que sumarán otros 218 MW.

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La Cámara Minera de Catamarca celebró el Día Nacional de la Industria Minera

La Cámara Minera y de la Industria Minera de Catamarca realizó un encuentro con referentes del sector y del Gobierno provincial para celebrar el Día Nacional de la Industria Minera, en conmemoración de la sanción de la primera Ley de Fomento Minero por la Asamblea General Constituyente de 1813, impulso legislativo inicial para la actividad en nuestro país.

Según destacaron desde la Cámara: “Esta actividad representó una ocasión única de integración de toda la comunidad minera catamarqueña, la cual estuvo encabezada por el presidente de la Cámara José Ignacio Costa de Arcadium Lithium”.

Costa destacó: “Aprovechamos este día para reforzar nuestro compromiso de trabajar de manera responsable y sostenible en el fortalecimiento del vínculo entre el sector privado y las autoridades gubernamentales”.

Además, señaló que la jornada fue “una nueva oportunidad para buscar un equilibrio entre el desarrollo económico, el cuidado del ambiente y el consenso entre los actores del ecosistema minero”, un objetivo que planteó desde el comienzo de su gestión en la Cámara.

La actividad

Del encuentro participaron el gobernador y el vicegobernador de la provincia, Raúl Jalil y Rubén Dusso, junto a los ministros de Minería, Marcelo Murúa; y Trabajo, Planificación y Recursos Humanos, Verónica Soria.

Además, contó con la presencia de representantes de todos los socios de la Cámara: Albemarle, AMSA Minerals, AREX Mining, Elevado Gold, Galan, Glencore, Lake Resources, Lithium Energi Argentina, Lithos, Minera Santa Rita, Pampa Exploración, Posco Ultra Lithium, Triangle Lithium y la Cámara Provincial de Proveedores Mineros.

, Redaccion EconoJournal

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YPF Luz abastecerá de energía a una empresa de minado de criptomonedas que quiere instalar un data center en Neuquén

YPF Luz anuncia la puesta en operación de la Central Térmica Bajo del Toro, un proyecto que permite aprovechar el gas de las actividades de exploración de la compañía, para abastecer con energía las instalaciones mineras de bitcoin de Genesis Digital Assets Limited (GDA), empresa líder que opera 20 centros de datos en todo el mundo.

La UTE Bajo del Toro, compuesta por YPF, Equinor e YPF Luz, cuenta con una capacidad de potencia instalada de 7 MW y 1 MW de back-up. En este marco, se firmó un convenio de venta de energía con Genesis Digital Assets que autoriza la instalación de un data center dentro de la central ubicada en Rincón de los Sauces, Neuquén, y abastece a 1200 equipos de minado de criptomonedas.

La iniciativa

Este proyecto permite reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, hacer un uso eficiente de la energía, y monetizar el gas de flare, que de otra forma hubiera sido venteado a la atmósfera.

El gas es reaprovechado para generar energía eléctrica que se destina a una nueva industria como la minería de bitcoin, altamente demandante de energía, sin afectar la disponibilidad de la red de energía eléctrica del país y contribuyendo con una solución sostenible.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó: “En 2022 fuimos la primera empresa argentina en generar energía eléctrica para minado de criptomonedas a partir de gas de flare, una solución innovadora en línea con las necesidades de transición energética de YPF”.

Asimismo, agregó: “Este proyecto con GDA nos permite acercar a YPF y a Equinor, dos empresas comprometidas con reducir la huella de carbono de sus actividades de exploración, una solución de uso de gas de flare adaptable y sustentable”.

Abdumalik Mirakhmedov, presidente ejecutivo de GDA, comentó: «Creemos que Argentina es un país importante para la minería de Bitcoin, dada su abundancia de fuentes de energía y su entorno favorable a los negocios. La apertura de nuestro primer centro de datos en América del Sur es un paso importante en nuestros esfuerzos de diversificación geográfica”.

A su vez, el ejecutivo, sostuvo que “esta será otra oportunidad para mostrar al mundo que la minería de Bitcoin puede tener un efecto positivo en el medio ambiente y puede integrarse plenamente en las comunidades locales».

Tanto para YPF como para Equinor, la medición y reducción del gas flare es uno de los principales focos para disminuir las emisiones directas de sus operaciones; y con este tipo de proyectos, refuerza su compromiso de minimizar el impacto de su huella de carbono. Este nuevo modelo de negocio representa una oportunidad no sólo en materia de innovación, sino también para la industria del país, agregando una actividad más al porfolio de soluciones energéticas, destacaron desde la firma.

Anteriormente, YPF Luz trabajó en el diseño de un piloto, para estudiar la factibilidad de este proyecto. “Con esta puesta en operación de Bajo del Toro, inicia una nueva etapa para trabajar en soluciones de energización con gas de flare adaptada a las necesidades de cada cliente”, plantearon desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

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Exxon anunció la compra de Pioneer por 60 millones de dólares

ExxonMobil, la petrolera más grande e importante de Estados Unidos, anunció que cerró la adquisición de Pioneer Natural Resources por USD 60.000 millones.

La fusión de ambas compañías “crea un negocio no convencional con el mayor potencial de desarrollo de alto rendimiento en la Cuenca Pérmica”, según un comunicado de ExxonMobil.

Los más de 1,4 millones de acres netos de la compañía combinados en las cuencas de Delaware y Midland tienen un recurso estimado de 16.000 millones de barriles de petróleo equivalente.

En tanto, el volumen de producción Pérmico de ExxonMobil se duplicará con creces hasta alcanzar los 1,3 millones de barriles de petróleo equivalente por día, según los volúmenes de 2023, y se espera que aumente hasta aproximadamente 2 millones en 2027, de acuerdo a las estimaciones iniciales. 

La corporación americana también detalló que se proyecta que la combinación del inventario diferenciado del Pérmico y el conocimiento de la cuenca de Pioneer con las tecnologías patentadas, los recursos financieros y la “excelencia en la ejecución de proyectos líder en la industria” de ExxonMobil genere retornos de dos dígitos al recuperar más recursos, de manera más eficiente y con un impacto ambiental mucho menor.

“Este activo de primer nivel es una opción natural para nuestra cartera de Permian y nos brinda una mayor oportunidad de implementar nuestra tecnología y brindar eficiencia operativa y de capital para generar valor para los accionistas a largo plazo”, comentó Darren Woods, presidente y director ejecutivo de ExxonMobil.

“La combinación de nuestras dos empresas beneficia la seguridad energética y la economía de este país, y también promueve las ambiciones ambientales de la sociedad a medida que trasladamos el objetivo cero neto de Pioneer para 2050 a un plan para 2035”, añadió.

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Llega el VI Fórum Nacional de Energía de LIDE Argentina

El VI Fórum Nacional de Energía de LIDE Argentina reúne a la élite del sector público y privado y funciona como plataforma de networking de alto nivel.

La nueva edición se desarrollará el jueves 9 de mayo de 2024 en el Alvear Palace Hotel, Ayacucho 2071 – CABA. Participan grandes empresas, comprometidas con la colaboración y la acción.

Líderes del sector se suman para contribuir en posicionar a la Argentina como líder en el diálogo global sobre energía.

La iniciativa busca un compromiso común con foco en un tema crítico para el futuro del país: sin energía no hay desarrollo.

Esta edición que se llevará a cabo bajo el lema “ENERGÍA es DESARROLLO: Libertad & Seguridad Energética – El Futuro en la Agenda del Presente”.

Este evento tiene como objetivo crear un amplio espacio de debate sobre las políticas públicas y privadas en el sector energético, con el propósito de generar una agenda positiva que analice los desafíos propios de esta área y promueva un desarrollo económico sostenible y sustentable.

Durante el fórum, se abordarán temas cruciales relacionados con la producción estratégica de energía y la necesidad de establecer las reglas y condiciones necesarias para fomentar las inversiones en energías limpias en nuestro país.

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Comenzó la Conferencia de Tecnología Offshore 2024

Desde este lunes y hasta el jueves 9 de mayo se lleva a cabo en Houston, Texas la Offshore Technology Conference (OTC), uno de los eventos más convocantes sobre la energía. La agenda recorre diversos temas relacionados con los hidrocarburos y la transición energética.

Están previstas más de 450 presentaciones técnicas. La exhibición tiene casi 24.000 metros cuadrados cubiertos donde se exponen innovaciones tecnológicas.

La conferencia fue fundada en 1969 y se celebra año a año en Houston. Se expandió como la Conferencia de Tecnología del Ártico, OTC Brasil y OTC Asia.

El jueves será el día final de esta feria internacional que si bien encuentra a la Argentina en un momento de grandes novedades, no tendrá una presencia oficial en el evento.

Se calcula que la edición del 2023 convocó a más de 31.000 profesionales de la energía que asistieron de más de 100 países. Desde 1969, cuando se celebró por primera vez, la conferencia “reúne a profesionales de la energía de todo el mundo para compartir ideas e innovaciones, discutir, debatir y generar consenso sobre los temas más apremiantes del sector de la energía marina”, explicaron desde la organización. 

El programa técnico del 2023 estuvo compuesto por 49 sesiones, incluidos 25 diálogos ejecutivos y oradores principales, 14 paneles, cinco eventos de networking y seis presentaciones de distintos países. “Casi una cuarta parte del programa técnico cubrió temas de energía eólica marina, energías renovables, captura de carbono y transición energética”, indicaron desde la organización.

Desde su primera edición, la conferencia lleva a cabo en NRG Park, año a año, en Houston. También ya se expandió a otros países con OTC Brasil y OTC Asia. En Brasil se llevará a cabo en Río de Janeiro, del 28 al 30 de octubre de 2025, mientras que la edición en Asia será del 31 de marzo al 3 de abril de 2026.

Además del foco en la exploración y producción offshore, el evento cuenta con un pabellón de Transición Energética. Hace tres años se agregó a la exposición para destacar las oportunidades de la industria marina para la reducción de emisiones, la producción de hidrógeno y la captura y almacenamiento de carbono. También habrá un espacio dedicado a la generación eléctrica eólica marina.

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Designaron a dos ingenieros nucleares al frente de la Comisión Nacional de Energía Atómica

Mediante el Decreto 380/2024, el doctor en Ingeniería Nuclear Germán Guido Lavalle fue designado presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, en reemplazo de la doctora en Física Adriana Cristina Serquis. Junto con Luis Rovere en el cargo de vicepresidente, liderarán la nueva etapa del organismo.

“Es un honor haber sido designado en una institución de tanta trayectoria y relevancia en la vida nacional como la CNEA”, dijo Guido Lavalle. El nuevo presidente anticipó que su gestión buscará potenciar las actividades de ciencia y tecnología que se desarrollan en las distintas instalaciones de la institución, dentro de un marco de austeridad, buenas prácticas y cuidado de los recursos disponibles.

Ambos funcionarios han tenido una actividad relevante en la institución en años anteriores.

El doctor Guido Lavalle obtuvo su título de grado y su doctorado en el Instituto Balseiro, donde en la década del 90 fue profesor e investigador. Entre 1996 y 2000 fue gerente de Relaciones Internacionales y Transferencia Tecnológica de la CNEA. Posteriormente, fue rector de la Universidad Argentina de la Empresa (UADE) y del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). En 2007 fundó CANDOIT, una empresa dedicada a la inteligencia artificial, el desarrollo de software y la asesoría en Ingeniería. Guido Lavalle dirigió más de 40 proyectos de desarrollo tecnológico en los campos de modelado, simulación por computadora e inteligencia artificial.

Por su parte, Luis Rovere también se recibió de ingeniero nuclear en el Instituto Balseiro. Entre 1987 y 1991 realizó actividades de investigación y desarrollo en el Oak Ridge National Laboratory, en los Estados Unidos, y posteriormente fue oficial de apoyo técnico en la Agencia Brasileño-Argentina de Contabilidad y Control de Materiales Nucleares (ABACC). De regreso en el país, estuvo a cargo de la Gerencia Coordinación del Centro Atómico Bariloche y fue gestor del proyecto del Centro Integral de Medicina Nuclear y Radioterapia de esa ciudad. Desde 2016, se desempeñó como gerente general de Intecnus, una fundación creada por la CNEA en Bariloche que ofrece servicios de medicina nuclear.

“La CNEA nunca se desvió de su objetivo de impulsar los usos estrictamente pacíficos de la energía nuclear para mejorar la calidad de vida de la sociedad”, dijo Guido Lavalle. “Y ese principio seguirá siendo rector durante esta gestión”, subrayó.

Rovere mencionó que se buscará dar impulso a empresas de base tecnológica originadas en proyectos de innovación de CNEA, siempre con el objetivo de aportar al desarrollo económico y social del país.

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Rolando Figueroa se reunió con directivos de Petrobras por inversiones en Vaca Muerta

El gobernador Rolando Figueroa se reunió recientemente en Houston con las máximas autoridades de Petrobras, con quienes conversó sobre las necesidades de Brasil, las potencialidades de Vaca Muerta y la proyección que tiene la provincia de triplicar y duplicar la producción de petróleo y gas en 2028 y 2030.

Cabe mencionar que del encuentro con el mandatario neuquino participaron el director ejecutivo de la firma brasileña, Jean Paul Prates y el responsable de Exploración y Producción de la compañía, Joelson Mendes, quienes expresaron la intención de Petrobras de invertir en la Cuenca Neuquina.

En este marco, Figueroa expuso ante los directivos las potencialidades de Vaca Muerta y la proyección que tiene la provincia de triplicar y duplicar la producción de petróleo y gas en 2028 y 2030. Explicó que para ello son necesarias inversiones promedio de 12 mil millones de dólares al año.

Brasil puede ser un socio para el crecimiento de Vaca Muerta.

Ayer me reuní con directivos de Petrobras, quienes plantearon su interés en las potencialidades de nuestra cuenca.

Queremos triplicar y duplicar la producción de petróleo y gas en 2028 y 2030 y para eso necesitamos… pic.twitter.com/kYPgJeaD9b

— Rolo Figueroa (@Rolo_Figueroa) May 6, 2024

Durante su exposición en Houston, Figueroa informó que proyectan transportar unos 34 millones de metros cúbicos diarios de gas desde la provincia a Brasil. Serían 19 millones a San Pablo, a través de Bolivia; y otros 15 millones a Rio Grande do Sul, por Uruguayana.

A su vez, el gobernador destacó que hoy la producción de Vaca Muerta tiene baja intensidad en carbono, y el objetivo es producir gas y petróleo NET ZERO. Para eso es necesario incorporar soluciones para reducir venteos, “y también estamos trabajando con varias empresas para electrificar las operaciones, realizar captura y almacenamiento de carbono y soluciones basadas en la naturaleza con captura de CO2 en bosques neuquinos. Ya estamos realizando las primeras experiencias en la cordillera para poder realizar los estudios y lograr la certificación que nosotros pretendemos”.

En la reunión con los representantes de la firma brasileña, el gobernador remarcó la relevancia que desde el gobierno provincial se le da al respeto del ambiente y destacó que “la rentabilidad económica, la sustentabilidad social y el cuidado del ambiente tienen que ir de la mano”.

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Vaca Muerta: Rucci anunció un paro por 48 horas ante la vuelta de Ganancias para petroleros

El secretario general del gremio de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci, anunció un paro de 48 horas a partir de mañana miércoles en contra de la vuelta del Impuesto a las Ganancias. De esta forma, el representante del sindicato petrolero más importante del país, incrementa la presión contra el paquete de Medidas Fiscales Paliativas y Relevantes del proyecto de Ley Bases.

El proyecto, que obtuvo media sanción en Diputados fue tomado por el gremio como “una avanzada sobre los derechos de los trabajadores” ya que su implementación alcanzaría una parte sustancial de sus afiliados, a excepción de un sector que opera en los yacimientos.

El paro de petroleros fue anunciado a través de una presentación realizada en la subsecretaría de Trabajo del Ministerio de Capital Humano de la Nación y coincidirá el jueves con la huelga nacional convocada por la CGT a la que adhieren gremios de transporte, educación, bancarios, aviación y comercios, entre otros.

Tal como anticipó Econojournal, el artículo 81 de la nueva Ley Bases prevé la eliminación del régimen especial creado por la Ley 26.176, que contempla una exención del 25% de la base imponible para liquidar Ganancias a los trabajadores de la industria petrolera. La modificación que impulsa el gobierno de Javier Milei restringe, en cambio, ese esquema especial únicamente al “comúnmente denominado personal de pozo”. Esto implicaría que al menos 30 mil petroleros vuelvan a pagar Ganancias.

Pese a las negociaciones previas al debate, los sindicatos petroleros no lograron un acuerdo con el oficialismo para excluir a la totalidad de sus trabajadores.

En este sentido, Rucci afirmó que “como un elefante en un bazar, sin siquiera tener en claro los pormenores y alcances de la Ley 26.176, repitiendo errores del pasado, sin participación de los sectores involucrados, pretendiendo retrotraer a los trabajadores petroleros a un estado de zozobra e indefensión, se quiere desbaratar su alcance y su pacífica interpretación”.

Marcelo Rucci, secretario general del gremio de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa.

Luego, criticó que “entre gallos y medianoche se elaboran dictámenes a espalda de los trabajadores claramente peyorativos y que tienen como resultado conculcar derechos básicos de los petroleros”.

El líder del sindicato apuntó contra el Gobierno nacional al que acusó de “no importarle” los récords de producción hidrocarburífera logrados desde la Cuenca Neuquina que, señaló, fueron logrados “sobre la base del trabajo del compañero petrolero”.

“La Ley Bases incorpora un concepto erróneo”

Un especialista en relaciones laborales del sector hidrocarburífero que pidió reserva de la fuente explicó a EconoJournal que el texto de la nueva Ley Bases toma como referencia al “personal de boca de pozo” que establece el Decreto 2136 del año 1974.

“Es un concepto erróneo que no está en vigencia y que tiene en cuenta a aquellas personas que están cerca del perforador, pero que deja afuera a mucha gente que trabaja en el yacimiento y que comparte jornadas similares, con regímenes similares, diagramas y cambios de turnos”, afirmó.

En este sentido, alertó que para ser efectiva la exclusión en el régimen de Ganancias debería incluir a todo el ámbito petrolero “sin distinción”. Luego, comentó que, así como fue redactada la ley, imputaría al 40% de los petroleros privados y a un 60% de los jerárquicos.

Doble perjuicio a petroleros

Por otro lado, la nueva reforma de Ganancias tendrá además un doble perjuicio en el sector petrolero ya que, además, elimina el beneficio de Zona Patagónica que aumenta un 22% los montos deducibles.

Además, incorpora en las deducciones el cálculo del aguinaldo, las horas extras y cualquier otro ingreso recibido en los haberes como viandas, vales de combustibles, uso de tarjetas de compras y viajes. Solo deja afuera las percepciones destinadas a compra de indumentaria, cursos o capacitaciones.

Paritarias sin avances

La medida de fuerza anunciada para miércoles y jueves también tiene como objetivo destrabar las negociaciones paritarias. Rucci dijo que “a la fecha no hemos logrado avance alguno sobre el tema” y agregó que “la situación inflacionaria que aqueja al país mina y deteriora continuamente el poder adquisitivo de los trabajadores haciendo estragos en el valor real del salario”.

Por último, en la presentación realizada en la subsecretaría de Trabajo afirman que el paro también es promovido por la “falta de inversión real de la patronal” en los yacimientos convencionales donde podría generarse una posible pérdida de puestos de trabajo junto con un riesgo ambiental.

Cabe recordar que, como parte del Proyecto Andes, YPF encabeza un plan para dejar 55 áreas maduras en las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro, Chubut y Santa Cruz.

, Laura Hevia

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Argentina se pierde inversiones por u$s 20.000 millones en un sector estratégico

Un sector productivo clave prepara una propuesta con 4 puntos que le presentará al Gobierno para destrabar esas inversiones. Si logra superar las trabas actuales, generaría además u$s 12.000 millones en exportaciones que hoy se pierden. La Argentina está perdiéndose de más de u$s 20.000 millones en inversiones y u$s 12.000 millones en exportaciones, por tener grandes proyectos mineros de escala mundial frenados, según calculan en la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) en la previa en el que el sector festeja su día. Según Roberto Cacciola, presidente de la entidad, «el país necesita triplicar la exploración minera» para desarrollar […]

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Brasil y Petrobras demuestran su interés en las potencialidades de Vaca Muerta

En Houston, el gobernador Rolando Figueroa se reunió con directivos de la firma brasileña, quienes expresaron la intención de invertir en la Cuenca Neuquina. El gobernador Rolando Figueroa se reunió ayer en Houston con el presidente y las máximas autoridades de Petrobras, con quienes dialogó sobre las necesidades de Brasil y las potencialidades de Vaca Muerta. Del encuentro con el mandatario neuquino participaron el presidente de la firma brasileña, Jean Paul Prates, y el responsable de Exploración y Producción de la compañía, Joelson Mendes, quienes expresaron la intención de Petrobras de invertir en la Cuenca Neuquina. Figueroa expuso ante los […]

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YPF PRESENTA PROYECTO ANDES

El Directorio de YPF S.A. lanzó el “Proyecto Andes” buscando optimizar su portafolio de áreas convencionales mediante un proceso de cesión del 100% de su participación en ciertos grupos de concesiones en las provincias de Mendoza, Río Negro, Neuquén, Santa Cruz y Tierra del Fuego. MEGSA los invita a compartir un webinar donde Maximiliano Westen, vicepresidente de Estrategia, Nuevos negocios y Control de gestión de YPF, expondrá sobre las características de dicha iniciativa. Es el viernes 10 de mayo a las 14. ¿TODAVIA NO TE INSCRIBITE? Hacelo sin cargo en https://us06web.zoom.us/webinar/register/WN_l2Xqs8VNTtGN_4SSA3WjTg. Reserve su lugar, sin cargo, haciendo clic aquí. Cordialmente. […]

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En busca de inversiones, el Gobierno se reunió con un funcionario de Arabia Saudita en Los Ángeles

Del encuentro participaron el jefe de Gabinete, Nicolás Posse y el Embajador argentino en Estados Unidos, Gerardo Werthein. El jefe de Gabinete, Nicolás Posse, y el Embajador argentino en Estados Unidos, Gerardo Werthein, se reunieron con el ministro de Inversiones del Reino de Arabia Saudita Khalid A. Al-Falih en Los Ángeles. El objetivo del encuentro fue fortalecer las relaciones bilaterales y promover la cooperación económica entre ambos países. Puntualmente, al abordar distintos proyectos de inversión, el funcionario saudí expresó interés particular en los sectores estratégicos como alimentos, energía y minería resaltando la importancia de estas áreas para el desarrollo conjunto. […]

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Para la AIE la creciente inversión en tecnologías renovables respalda el crecimiento económico

Según la Agencia Internacional de Energía (AIE) la inversión global en la fabricación de tecnologías de energía limpia aumentó a 200 mil millones de dólares en 2023, un incremento de más del 70% con respecto a 2022. Según un nuevo informe de la Agencia Internacional de Energía (AIE) la creciente inversión en la fabricación de tecnologías de energía limpia, especialmente energía solar fotovoltaica y baterías, se está convirtiendo en un poderoso motor económico a nivel mundial, creando nuevas oportunidades industriales y de empleo. El análisis de la Advancing Clean Technology Manufacturing concluye que la inversión global en la fabricación de […]

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El Gobierno amplió el alcance del Impuesto PAIS

El impuesto sobre la compra de dólares alcanzará ahora a los «giros de utilidades y dividendos» y fue fijado en 17,5%. El Gobierno decidió ampliar el Impuesto País para la compra de divisas destinadas a giros de utilidades y dividendos, como para quienes suscriban los Bonos para la Reconstrucción de una Argentina Libre (BOPREAL). La medida fue plasmada este lunes, mediante el decreto 385/2024, en el cual se destraba el permiso que debían contar las utilidades y dividendos a través del Banco Central. Así, ahora no necesitarán ese permiso, y por el contario deberán abonar 17,5% del Impuesto País. El […]

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Cinco empresas interesadas en explorar ocho áreas ricas en cobre en San Juan

El trabajo se realizará en colaboración con los departamentos de Calingasta e Iglesia. Seis proyectos de cobre, según CAEM, tendrían un gran impacto sobre la demanda global. San Juan quiere seguir ampliando su cartera de proyectos cupríferos. La administración provincial avanzó con la venta de los acuerdos base y bases del llamado a licitación para la exploración y exportación minera de ocho áreas ubicadas en los departamentos de Iglesias y Calingasta. El Instituto Provincial de Exploraciones y Exportaciones Mineras (IPEEM) de San Juan anunció que, después de la convocatoria a concurso público en octubre, cinco empresas adquirieron pliegos. Los proyectos […]

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