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

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

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

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

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

Canje por un bono

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

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

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

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

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

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

Patear para adelante

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

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

, Nicolas Gandini

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Previsión a futuro

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Jean Paul Prates, CEO de Petrobras.

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

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

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

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

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

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

Swap de gas

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

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

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

Interna política

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Optimum OG consolida su posición en el mercado

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada Energías renovables siguen escalando su participación en la matriz energética del país con más del 66% en generación se publicó primero en Energía Estratégica.

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Se oficializó el nuevo organigrama del gobierno nacional

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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CECHA y la eliminación de la Tasa Vial en municipios

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

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

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

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

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

CONSEJO DIRECTIVA DE CECHA

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Los módulos fotovoltaicos se abarataron un 30% en Brasil 

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

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

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

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

Impacto en el CAPEX

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

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

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

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

Comportamiento de la demanda

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

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

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

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

, Julián García

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

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

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

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

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

Minería

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

, Roberto Bellato

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

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

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

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

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Provincia de Mendoza: petróleo: la venta de pliegos continua

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Optimum OG

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

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

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

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

Mejora y optimización de las soluciones

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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Piden permiso para buscar potasio en tres yacimientos de Vaca Muerta

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

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

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

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

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

Perspectivas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El PERMER y la inversión de USD 2 millones para Iruya 

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

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

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Una técnica de nanotecnología facilitará la explotación de yacimientos de hidrocarburos

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Petroleros aprobó el acuerdo para que YPF devuelva áreas en Chubut

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El interior, más caro

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La cita es este 22 de abril en el hotel Marriott Mexico City Reforma, que ofrecerá el escenario ideal para el debate en su salón de conferencias y brindará espacios exclusivos de networking para que empresarios exploren sinergias y nuevos negocios sostenibles.

ASISTIR A FES MEXICO

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

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

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

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

ASISTIR A FES MEXICO

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

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

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

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

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

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Ya confirmaron su participación:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Y concluyó: “Desde el gabinete energético panameño que está formado por la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA), la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) y la Secretaría Nacional de Energía (SNE) estamos avanzando y vamos a estarnos comunicando con ustedes antes de que se venzan los tiempos para que puedan, de una manera informada, terminar de prepararse para esta licitación”. 

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CNE de Chile se posiciona con “optimismo” sobre la nueva licitación de suministro

La Licitación de Suministro 2023/01 de Chile está a la vuelta de la esquina. Mañana, martes 9 de abril es la fecha de presentación de las propuestas que buscarán abastecer el consumo eléctrico de los clientes regulados a partir del 2027 y 2028. 

Mientras que la apertura y evaluación de las ofertas administrativas de la convocatoria de suministro de 3600 GWh (1500 GWh en el bloque 1 y 2100 GWh en el bloque N°2) recién se darán a conocer a más tardar al día hábil siguiente. 

Por lo que desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile dieron a conocer las expectativas de la entidad y distinguieron los principales aspectos diferenciales que denotan a comparación de anteriores llamados de esta índole. 

“El proceso de venta de bases ha avanzado de buena manera, y percibimos que la industria mantiene interés en participar de los procesos de licitación de suministro a clientes regulados”. manifestó Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE en diálogo exclusivo con Energía Estratégica

“En cuanto a los resultados, será interesante analizar la ponderación de la industria respecto al desarrollo del mercado eléctrico, a los distintos riesgos asociados al suministro de dichos contratos, y la manera en que decide respaldar el suministro comprometido en cada una de las zonas”, agregó.

Mancilla no se arriesgó en cuanto al número de ofertas y posibles precios que se puedan dar en el proceso, ya que consideró que hay una serie de múltiples factores en torno a la industria eléctrica (como por ejemplo el suministro de componentes o el financiamiento), pero sí afirmó que “en esta oportunidad se han superado ciertas fuentes de incertidumbre”.

“Por ejemplo, a la fecha no existen dudas en torno al reglamento de potencia, y además se han incorporado diversas modificaciones a las bases de licitación para despejar riesgos asociados al pago de Servicios Complementarios de Control de Tensión (SSCC), costos sistémicos, desacoples, entre otros”, planteó.

“Todo lo anterior se ha visto reflejado en un alto interés en esta licitación por parte de actores con presencia en la industria eléctrica, como de nuevos actores, por lo que mantenemos prudente optimismo en torno a esta próxima licitación de suministro”, insistió. 

Para esta convocatoria se introdujeron una serie de cambios a las bases de licitación, tales como el pago de SSCC, la posibilidad de traspasar los costos sistémicos del mercado de corto plazo, la segmentación en bloques zonales (que se subdividen en tres Bloques de Suministro Horario) y la incorporación de un incentivo directo a medios de almacenamiento y de generación renovable con capacidad de regulación (hasta USD 15 MWh para cada bloque horario). 

“Ello entrega mayores herramientas al oferente, en el sentido de poder gestionar de mejor manera los riesgos asociados al suministro ofertado, y la manera en la cual estructura su oferta y los proyectos o fuentes de generación que la respaldan. Asimismo, supone un mayor desafío para quienes participen, los cuales deben ponderar cada uno de los riesgos y decidir la manera en que respaldan sus ofertas”, subrayó el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía. 

¿Qué significará para la CNE que se presenten proyectos con almacenamiento? Marco Mancilla destacó que la tecnología cuenta con un alto potencial y atributos bien valorados por la industria y los clientes, por lo que tendría un rol “relevante” en el proceso de transición energética. 

“Por ello esperamos, tanto para este proceso de licitación como para los futuros, una creciente participación de ofertas respaldadas mediante proyectos que contemplen sistemas de almacenamiento”, reconoció en conversación con este portal de noticias.  

“Ahora se deben abordar los desafíos de esta alta incorporación de energía variables en parámetros sistémicos que antes se daban por descontados, como estabilidad y fortaleza de red. En la medida que el retiro y reconversión de centrales a carbón se siga acelerando por parte de las empresas generadoras, el desafío de implementar las condiciones habilitantes para que esto ocurra en forma segura se vuelve prioritario y en eso precisamente la CNE junto con los demás actores públicos de la industria tendrá un rol relevante”, concluyó. 

Tras las declaraciones del secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía sólo resta esperar la cantidad de ofertas que se presenten en la Licitación de Suministro 2023/01; aunque es preciso recordar que primero se conocerán las ofertas administrativas y el 2 de mayo será la apertura e inspección de los sobres económicos y del precio de reserva. 

Mientras que el acto público de adjudicación, en caso de finalización de adjudicación en primera etapa de los bloques de suministro N°1 y N°2, será el miércoles 8 de mayo del corriente año. Pero en caso de ser necesaria una segunda etapa, la asignación de los proyectos ganadores se dará el 14 de mayo.  

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360 Energy propone tres medidas para impulsar proyectos renovables en Argentina

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

Uno de ellos fue Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360 Energy, una empresa con amplia experiencia en la industria fotovoltaica del país, quien delineó tres medidas clave para potenciar aún más el desarrollo de proyectos renovables en Argentina. 

En primer lugar, propuso al gobierno actual desarrollar estrategias de crecimiento del sistema de transporte: “Es fundamental idear estrategias que permitan expandir la infraestructura de transporte de energía sin poner en riesgo a los inversores privados. Esto implica encontrar un equilibrio entre el sector público y privado para asegurar un desarrollo sostenible del mercado de energías renovables”.

Según Sbarbi Osuna, el segmento de utility en la industria solar está alcanzando un nivel de madurez significativo, con más de 5 GW instalados en un corto período de tiempo. No obstante, el crecimiento futuro de la industria dependerá en gran medida de la inversión en infraestructura de redes de transporte, un aspecto crucial para garantizar resultados exitosos en el sector.

“La receptividad de los grandes usuarios es muy buena: hoy hay más de 600 demandantes en la industria que entendieron la competitividad de la energía solar en cuanto a precio y descarbonización de sus operaciones. Argentina es tierra fértil ya que hay muchas oportunidades de negocio para explotar, pero se necesita mayor inversión en infraestructura. Sin ello, no tendremos grandes resultados”, insistió.

Como segunda medida, llamó a trabajar en cuestiones arancelarias para facilitar el acceso a la tecnología. Y agregó: “Es crucial establecer políticas que permitan un acceso más fácil y económico a la tecnología necesaria para los proyectos renovables. La estabilidad en los pagos y la cadena de suministro son esenciales para mantener precios competitivos en el mercado”.

A su vez, el ejecutivo recomendó mejorar las condiciones macroeconómicas que atraviesa el país para el despliegue de nuevas inversiones.

 “La estabilidad macroeconómica es vital para atraer inversiones y acceder a tasas de financiamiento competitivas a nivel internacional. Es necesario que el gobierno actual continúe trabajando en políticas que promuevan un entorno económico favorable para los proyectos renovables y brinden certeza jurídica”, insistió.

Fuerte presencia en el país

360 Energy ha estado operando en la industria solar argentina durante varios años, centrándose especialmente en el mercado del MATER (Mercado a Término de Energías Renovables).

En cuanto a los proyectos específicos en los que 360 Energy está trabajando actualmente, Sbarbi Osuna mencionó un proyecto de 128 MW en La Rioja, con una primera etapa de 36 MW que ya ha entrado en funcionamiento comercial. 

Además, la empresa tiene planes para desarrollar proyectos híbridos de energía solar y batería en el futuro próximo, así como otros proyectos en la provincia de Entre Ríos. 

“Para julio tenemos también 3 proyectos en RenMDI chicos de la licitación que hizo la administración anterior. Los tres proyectos que nos adjudicaron son los únicos solares a batería y la idea es llevarlos adelante el año que viene. También tenemos 150 MW con probabilidad de despacho en otros proyectos en Entre Ríos”, describió. 

Asimismo, están explorando oportunidades internacionales para expandir sus operaciones, con un enfoque en la descarbonización a través de la autogeneración de energía.. En efecto, reveló que están analizando para el 2024 unos 20 proyectos en 10 países de América, Europa y norte de África.

 

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Solis pone el foco en las nuevas reglas del mercado renovable en Argentina

Solis, empresa de origen chino con 19 años de experiencia en la electrónica de potencia para el sector fotovoltaico, participó del mega evento FES Argentina, organizado por Future Energy Summit (FES) en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. 

Sergio Rodriguez Moncada, chief technology officer de la empresa, y Marco Ricci, sales manager de la compañía, formaron parte de distintos paneles de debate durante la jornada en donde explicaron los diferenciales de Solis y analizaron el papel que pueden tener las políticas para acrecentar la matriz renovable en Latinoamérica. 

“Las políticas definen cómo se moverá el mercado. En LATAM estamos viviendo cambios políticos importantes y esperamos que los gobiernos sean facilitadores para fomentar más las renovables, porque actualmente el reto no es tecnológico, sino que es político, económico y comercial”, sostuvo Rodríguez. 

Mientras que Marco Ricci se refirió minuciosamente a la situación en Argentina y la evolución de la generación distribuida y apuntó que los principales limitantes son los subsidios energéticos (por el alto retorno de inversión que ello implica) y el cupo a la importación de sistemas fotovoltaicos, por lo que destacó la importancia de contar con una política firme al respecto. 

“Para empezar un desarrollo y hacer un cambio cultural, lo primero será cumplir con una reglamentación clara, porque de lo contrario ningún inversionista o fabricante se atreverá a ingresar al mercado. Y ya una vez se tengan determinadas reglas y se abra un mercado real solar, Argentina se podrá convertir en una potencia en la materia”, subrayó el sales manager. 

Rodríguez Chirillo difundió su plan de inversiones para energías renovables en Argentina

“No es sólo quita de subsidios, sino también posibilidades de financiamiento o liberar la importación. Hechos paralelos a abrir la economía, ya que al reactivarla los usuarios tendrán mayor poder adquisitivo”, agregó. 

“También es cuestión de empujar un poco más y contar con partners locales, EPCistas, instaladores dispuestos a arriesgar en el mercado y ofrecer ese tipo de soluciones al mercado argentino”, complementó Rodriguez Moncada durante el evento que reunió a más de 400 referentes del sector renovable de la región. 

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

El papel del storage en la región

Los sistemas de almacenamiento cada vez son más vistos en Latinoamérica, al punto que los países avanzan con regulaciones y normativas específicas y el sector privado poco a poco desarrolla más proyectos de esa índole, ya sea pilotos o hasta de gran escala. 

Desde Solis no se quedarán atrás en esta tendencia y seguirán innovando en el sector fotovoltaico con soluciones híbridas para todos los segmentos de mercado. 

“Todos los productos que lanzaremos en los próximos años serán con almacenamiento, entonces se adaptarán a las necesidades de cada mercado porque el futuro de la generación distribuida, el sector comercial – industrial y la gran escala es el almacenamiento”, afirmó el chief technology officer de la compañía. 

“Se ve un rol muy claro sobre el almacenamiento. Ya no es el futuro, sino que es el presente. Es una tecnología relativamente joven, que se está integrando al mercado casi que sin tener historial (…) Por ello no se debe limitar el desarrollo tecnológico y la libre competencia desde el punto de vista legislativo”, se refirió Marco Ricci al ser consultado en otro de los paneles de debate. 

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Con experiencia en más de 15 GW renovables en Latam, Diprem busca ampliar su presencia en la región

Latinoamérica se encuentra en una posición privilegiada cuando se trata de aprovechar el potencial de las energías renovables. Con abundantes recursos naturales y una creciente demanda de energía, la región ofrece un escenario propicio para el impulso de fuentes de energía limpia y sostenible.

Bajo esta premisa, en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Gastón Nuñez, director de Gestión Comercial en Diprem, destacó el compromiso de la compañía en contribuir al desarrollo y promoción de proyectos de energías renovables en América Latina.

Con una trayectoria de más de dos décadas en el sector, la empresa ha consolidado su  posición como líder en gestión empresarial, al ofrecer servicios integrales que abarcan desde la dirección de obra hasta el reclutamiento especializado.

“En el ámbito de la industria renovable, ofrecemos servicios de dirección de obra,  reclutamiento, selección y outsourcing, así como también servicios especializados en calidad, seguridad y salud ocupacional, medio ambiente y control documental. Hemos participado en más de 15 GW en diferentes tipos de energía en estos 20 años”, afirma Nuñez.

Y agrega: Durante el año 2023, Diprem experimentó un crecimiento sólido y continuo, consolidando su posición como líderes en gestión empresarial en América Latina.  Para el año 2024, esperamos seguir expandiendo nuestras operaciones y servicios, anticipando un crecimiento significativo en línea con las tendencias del mercado y las oportunidades emergentes en el sector de las energías renovables”.

Presencia regional y mercados más atractivos

Actualmente, la compañía tiene presencia en Estados Unidos y en varios mercados de América Latina, tales como Argentina, Chile, Perú, Colombia, México, Brasil, Uruguay, Bolivia, Panamá y República Dominicana. 

Nuñez destacó que todos estos países ofrecen un gran potencial para la compañía, especialmente aquellos que están experimentando un rápido crecimiento en el sector de las energías renovables y donde se están implementando políticas favorables para su desarrollo.

En efecto, Diprem ha participado en varios proyectos destacados en la región, como los Teros 1 y 2 en la ciudad de Azul, Buenos Aires, y el Parque Eólico Cañadon Leon, Santa Cruz (ambos en Argentina).

También han brindado servicios en los parques eólicos El Nogal y El Maitén (Chile) y en El Mezquite (México), entre otros. 

Retos del sector

Según el ejecutivo, los grandes desafíos que presenta la región incluyen la disponibilidad de talento, la formación profesional y la necesidad de reglas claras y políticas de incentivo por parte de los organismos estatales. 

En este contexto, la profesionalización del sector es un reto clave para la actividad de la firma, que se compromete a contribuir a través de soluciones innovadoras y servicios de calidad.

En tanto al marco normativo, Nuñez propone una serie de cambios regulatorios en los países de América Latina para impulsar las energías renovables, como incentivos al desarrollo, facilitación de financiamiento, agilización de los permisos de construcción y gestión de habilitaciones, sin descuidar los aspectos ambientales, sociológicos y económicos del país.

“Se debe cumplir la ley. Obtener las habilitaciones y permisos en varios países de la región demora mucho tiempo. Se debe facilitar las gestiones de venta de energía con el objetivo de buscar un beneficio para el país, las compañías y la sociedad en general”, concluye.

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Risen Energy analizó los factores claves para la evolución de los sistemas fotovoltaicos

Vanderleia Ferraz, gerente de Producto para Latinoamérica de Risen Energy, dijo presente en el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean que tuvo lugar en República Dominicana y que dejó grandes anuncios entre los más de 500 asistentes de la cumbre. 

Ferraz marcó qué se necesita para una mayor penetración de las renovables en la región, por lo que si bien destacó que la búsqueda siempre será aumentar la eficiencia de los módulos solares, también existen otros factores a tener en cuenta. 

“Cuando migramos de celdas P-Type a N-Type tuvimos grandes logros de eficiencia con la tecnología HJT pero hay otros parámetros eléctricos y de calidad que se pueden mejorar. Por ejemplo, podemos mejorar el coeficiente de pérdida de temperatura, la degradación y más generación a lo largo del tiempo del proyecto, como también los menores costos del balance del sistema con los trackers, tuberías, cableados y más”, subrayó. 

Además, planteó que la tendencia es hacia una tecnología de celda de N-Type, ya sea TOPCon o HJT (Heterojunction Technology), siendo esta última en la que se enfocan desde Risen Energy. 

Apuesta se fundamenta en la creencia de que la HJT representa una de las tecnologías más prometedoras para el futuro, capaz de maximizar la producción de energía por cada kilovatio instalado y reducir así los costos energéticos, aumentando la atractividad de los proyectos.

“La diferencia está en que sólo para producir la topología de celda HJT no se pueden utilizar las plantas fabriles existentes ni todos los fabricantes desarrollarán esta tecnología, pero sí es la que llegará con mayores valores de eficiencia hacia el futuro cuando tengamos las celdas solares tándem”, explicó Ferraz. 

Cabe recordar que la compañía cuenta con más de 40 GW de capacidad de producción de módulos fotovoltaicos y 33 GW de celdas, dentro de las cuales destina más del 30% de su capacidad de producción a la fabricación de módulos HJT. 

Y su presencia en Latinoamérica es muy fuerte en Brasil donde más del 25% de paneles de generación distribuida son Risen. Hecho relevante para el mercado ya que dicho país se consolida como el país de la región con mayor potencia instalada en generación distribuida solar, con más de 27,5 GW 

Por lo que la gerente de Producto para LATAM de Risen Energy es una voz autorizada para comentar cómo otros países pueden aplicar lo aprendido en Brasil para hacer crecer la adopción de esa alternativa de generación renovable. 

“Los incentivos fueron dos. El primero de ellos fue el contexto normativo, ya que desde 2012 Brasil desarrolló la regulación para la GD, que trae muchos beneficios al necesitar menos inversiones en la infraestructura general del país. Mientras que el otro factor fue el beneficio financiero al invertir en renovables”, apuntó. 

Si a ello se le añade que los costos de los productos son más accesibles y que la industria tecnológica migra del tipo de celdas P-Type a N-Type, la ecuación facilita que haya más plantas renovables con mayor generación por cada kilowatt instalado y menores costos en la instalación. 

“Es decir que hay un aspecto tecnológico en el que equipo conlleva menor inversión y mayor generación. Son los dos aspectos para que se incentive más las inversiones en renovables y también es muy importante el punto de la generación distribuida, que en Brasil fue el líder de la expansión renovable de la energía solar”, insistió.

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LONGi obtiene la calificación plata en sostenibilidad otorgada por EcoVadis por sus excelentes resultados en materia de ESG

LONGi, líder mundial en tecnología solar, anunció hoy que EcoVadis, la plataforma internacional de evaluación de la responsabilidad social corporativa (RSC), le concedió la calificación plata en su más reciente índice de sostenibilidad. Este galardón pone de manifiesto los excelentes resultados de LONGi en materia de desarrollo medioambiental, social y de gobernanza (ESG), consolidando aún más su posición de liderazgo en la industria fotovoltaica mundial.

EcoVadis es una plataforma de calificación global especializada en evaluar el rendimiento medioambiental, social y de gobernanza (ESG) de las empresas. Esta se basa en las principales normas de responsabilidad social corporativa, entre ellas la Global Reporting Initiative (GRI), las normas ISO 26000, y de acuerdo con la lógica de gestión de la sostenibilidad PDCA (Planificar-Hacer-Verificar-Actuar), una evaluación exhaustiva de las tres dimensiones de políticas, acciones y resultados corporativos.

La capacidad de ganar medallas puede reflejar los esfuerzos y logros de las empresas en la promoción de estrategias de desarrollo sostenible, la aplicación de acciones eficientes y la consecución de resultados significativos.

Haber obtenido la calificación plata por parte de EcoVadis no es sólo un reconocimiento al desempeño de LONGi en el campo del desarrollo sostenible, sino también un estímulo a los continuos esfuerzos por promover la innovación tecnológica en energía verde y contribuir a los objetivos globales para alcanzar la neutralidad de carbono.

LONGi detalló su estrategia de desarrollo sostenible y sus compromisos en su último Libro Blanco de Acción por el clima 2023.

La empresa no solo se ha sumado a iniciativas climáticas globales como RE100, EP100, EV100 y SBTi, sino que también presentó el concepto sostenible «Solar for Solar«, cuyo objetivo es producir soluciones solares con energía solar, logrando la autosuficiencia y la neutralidad de carbono en el proceso de producción. Además, LONGi promueve activamente la construcción de una «Fábrica Net Zero«, reduciendo significativamente las emisiones de carbono en el proceso de producción mediante el uso de energías renovables, medidas de ahorro energético y la recuperación de gases de escape.

En el futuro, LONGi seguirá adhiriéndose a los principios del desarrollo sostenible y colaborando con socios estratégicos alrededor del mundo para contribuir a un futuro más sostenible y con bajas emisiones de carbono.

Sobre LONGi

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

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

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MEGSA-ENARSA: Subastas de GNL regasificado. Precio mínimo U$D 12,90

ENARSA ofrecerá al mercado interno gas natural proveniente de la regasificación de los cargamentos de GNL recientemente adquiridos, a un precio mínimo de venta que contempla el costo de dichos envíos más los costos operativos asociados (12,90 USD/MMBTU).

Las subastas anunciadas para el 9 y 10 de abril corresponden a la primera remesa, que se prevé ingrese a Escobar el 20 de abril, indicó el Mercado Electrónico del Gas, MEGSA. El Período de abastecimiento es 22/04 a 14/05.

El lunes 9/4 se realiza la subasta destinada a la Demanda Prioritaria (Distribuidoras). El martes 10/4 se realizará la subasta destinada a Otros Consumidores en General (Centrales térmicas, Industrias, Comercializadores).

Se trata de contratos en condición Firme, en moneda USD/MMBTU, con un Precio mínimo: 12,90 USD/MMBTU.

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

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

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

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Proyecto Andes: el Banco Santander abrió de forma oficial el proceso de venta de 55 campos convencionales de YPF

El Banco Santander abrió la semana pasada de manera oficial el proceso de venta y cesión de 55 áreas convencionales operadas por YPF en seis provincias petroleras: Chubut, Santa Cruz, Neuquén, Mendoza, Río Negro y Tierra del Fuego. La iniciativa fue bautizada dentro de la petrolera como ‘Proyecto Andes’.

La entidad envió el viernes durante la tarte a las empresas interesadas una presentación inicial que enumera cuáles son los campos maduros de los que pretende desprenderse YPF bajo el paraguas del plan estratégico diseñado por el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, que prevé que esos campos pasen a ser explotados por operadoras más pequeñas o independientes que se enfoquen en la eficientización productiva de reservorios que llevan décadas en actividad. EconoJournal accedió al documento que describe los clústers en que están agrupadas las áreas que prevé ceder YPF. La petrolera bajo control estatal prevé comunicar oficialmente el lanzamiento del proceso este lunes.

La documentación enviada por el Banco Santander, que estará a cargo del proceso de venta, es apenas un primer contacto formal con posibles empresas compradoras. Las que demuestren interés deberán firmar un acuerdo de confidencialidad (Non Disclosure Agreement o NDA, por sus siglas en inglés) para poder acceder al data room con los datos técnicos y económicos de las áreas, así como también a las condiciones de venta que definió YPF. Luego, los interesadas tendrán un plazo de alrededor de 30 días más para formular ofertas concretas por cada uno de las áreas. El objetivo de YPF es tratar de finalizar el proceso en julio. El retiro de los campos maduros de la empresa había sido aprobado por el Directorio de la compañía en marzo pasado.

En la documentación a la que accedió EconoJournal se detalla cómo quedaron integrados los clústers (grupos) de bloques en cada una de las empresas. YPF diseñó un paquete de forma tal que en un mismo cluster convivan áreas de mayor interés con otras que tienen menor potencial. Fue la manera que encontró la petrolera que dirige Marín para desprenderse no sólo de los yacimientos productivos, sino también de áreas marginales mucho menos atractivas.

Los interesados deberán ofertan por todo el cluster de bloques, que están definidos en el archivo que envío el viernes el Santander. La única provincia de la que aún no se dio a conocer información es Santa Cruz, dado que YPF aún está terminando de discutir con la gobernación que encabeza Claudio Vidal cómo se estructurará el proceso de venta en esa provincia. Lo más probable es que la mayor parte de los bloques operados por YPF sean revertidos a Fomicruz, la empresa provincial de Santa Cruz, para que sea la compañía pública la encargada de relicitar las áreas.

Clúster y áreas

En Mendoza, YPF aspira a retirarse de 14 áreas convencionales, que fueron divididas en tres clústers: Mendoza Norte, agrupa a los bloques maduros Barrancas, Río Tunuyan, Ceferino, Mesa Verde, La Ventana y Vizcacheras. La producción total de Mendoza Norte, ubicado sobre la cuenca Cuyana, es de 11.725 barriles diarios de petróleo (bbl/d), mientras que suma 99 km3/d de gas.

Mendoza Sur, que está también en la cuenca Neuquina, contiene El Portón, Chihuido de la Salina, Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo, Chuhuido de la Salina S y Concluencia Sur. Produce 2.090 bbl/d de crudo y 844 km3/d de gas. El clúster Llancanelo cuanta con las áreas Llancanelo y Llancanelo R y produce 1.818 bbl/d de petróleo y 2 km3/d de gas.

Por su parte, Río Negro (dos campos) tiene el clúster SP-PB con el área Señal Picada – Punta Barda, que produce 4.022 bbl/d de petróleo y 86 km3/d de gas y el clúster EFO, donde está el campo Estación Fernández Oro, con una producción de 1.389 bbl/d de crudo y 890 km3/d de gas.

En tanto, Chubut (cinco campos) tiene el clúster El Trébol con el área El Trébol – Escalante, con 7.112 bbl/d de petróleo y 38 km3/d de gas, y el clúster Campamento Central – Cañadón Perdido con el área homónima, que alcanza los 1.546 bbl/d de crudo y 5 km3/d de gas. Además, Chubut cuenta con el clúster que agrupa a las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga con 416 bbl/d de petróleo y 15 km3/d de gas.

La provincia de Neuquén (siete áreas) tiene Neuquén Norte que agrupa los campos maduros Señal Cerro Bayo, Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz y Las Manadas y produce 2.665 bbl/d de crudo y 121 km3/d de gas. El clúster Neuquén Sur con Al Norte del Dorsal, Octágono y Dadin y tiene una producción de petróleo de 1.266 bbl/d y 419 km3/d de gas.

Por último, Tierra del Fuego (dos bloques) tiene las áreas en un mismo cluster (TDF) con los campos Poseidón y Magallanes, con una producción de 1.693 bbl/d de crudo y 1.131 km3/d de gas.

, Roberto Bellato

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Continúa la incertidumbre entre los importadores de paneles solares

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

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

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

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

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

Inseguridad cambiaria

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

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

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

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

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

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

, Julián García

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

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

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

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

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

Equipos

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

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

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

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

, Roberto Bellato

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

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

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

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

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

La iniciativa

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Rusia ataca una subestación eléctrica ucraniana

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

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

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

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

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

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Engie Chile obtiene certificación de oro como empresa sostenible

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La razón de la caída de ventas de Tesla

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

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

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

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

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

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Vaca Muerta alcanzó un nuevo récord de fracturas en marzo

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

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

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

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

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

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

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

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Vaca Muerta: Vista ya puso en operación su perforador eléctrico

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Quiénes estuvieron en 2023 en la petrolera?

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

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

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

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

La decisión de los accionistas

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

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

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

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Enargas aprobó aumento de tarifas de 675% para TGN

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Cuáles son los cambios que implementó Horacio Marín en YPF

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

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

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

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

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

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

Entrega de medidores

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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Vaca Muerta podría proveer de gas a Brasil el próximo verano

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Franca recuperación de la generación eléctrica de matriz renovable

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

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

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

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Anunciaron la ampliación del Gasoducto Cordillerano

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

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Llega una diplomatura sobre gestión sustentable de los recursos mineros

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

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

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

A partir de mayo, las tarifas se ajustarán mensualmente.

1) ¿Cuánto aumentan las tarifas?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

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

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

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

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

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

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

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Generación fotovoltaica, el tesoro oculto de la Argentina

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

Luis Alberto Giussani *

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

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

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

Las seis razones

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

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

Figura 1 – Costo en US$/KWh

Fuente IRENA

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

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

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

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

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

Tabla 1 – Emisiones en toneladas CO2/MWh

Elaboración propia sobre datos de CAMMESA

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

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

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

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

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

Figura 2 – Cubrimiento de la demanda récord

Fuente: Elaboración propia en base a CAMMESA

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

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

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

Tabla 2 – Pico de demanda anual por área

Elaboración propia en base a CAMMESA

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

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

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

Tabla 3 – Correlación demanda

Fuente: Elaboración propia en base a CAMMESA

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

Figura 3 – Correlación mensual demanda – generación fotovoltaica

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

Tabla 4 – Porcentaje de la potencia instalada por fuente6

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

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

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

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

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

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

* Profesor de Economía de la Energía UBA

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

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

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

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

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

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

Reducir la intensidad de las emisiones

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

“Estamos viendo el desarrollo de la tecnología IBC (Interdigitated Back Contact por sus siglas en inglés – todos los contactos en la cara posterior) combinada con celdas TOPCon. Creemos que ello es lo más eficiente, pudiendo tener una cara frontal para tener más watt pico por módulo y, al combinarlo, nos permite tener tecnología bifacial muy eficiente para parques solares”, afirmó Lucas Ponce, product and solution manager de LONGi Latam. 

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

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

Este último está totalmente pensado y diseñado para instalaciones utility scale, con una potencia de 610 W y con celdas de tecnología HPDC, similar a la tipología de celda TOPCon pero agregando capas de pasivación al módulo. 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

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ENGIE Chile obtiene certificación de oro como empresa sostenible

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

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

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

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

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

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

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Energía segura todos los días para el bienestar de las personas

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

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

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

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

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

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

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

Eduardo Rodríguez Chirillo, secretario de Energía.

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

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

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

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

La estrategia oficial

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

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

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

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

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

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

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

¿De cuánto serán los primeros aumentos de gas?

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

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

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

¿Qué pasará desde mayo?

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

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

¿Qué es el cargo fijo?

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

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

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

¿Qué pasará con la zona fría?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

DARIO MARTINEZ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Pan American Energy incorpora líderes con experiencia operativa

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

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

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

El programa

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

Producción en alza

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

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

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

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

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

, Mauricio Luna

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

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

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

Resultados

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Lo que sigue 

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

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

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

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

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Exportación de GNL, una oportunidad para Argentina

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

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

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

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

Pablo Rueda

GNL argentino

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

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

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

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

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

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

*Socio de MHR Abogados.

, Pablo Rueda

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

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

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

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

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Las acciones de energía aumentaron hasta 12% tras el incremento del gas que inició el Gobierno

El mercado argentino regresó a los inversores tras la autorización de los nuevos cuadros tarifarios en el Boletín Oficial. Expectativas de mejores resultados para los negocios y una señal de consolidación en el frente financiero. Los aumentos en la tarifa de gas domiciliario para la zona metropolitana publicados hoy en el Boletín Oficial por el Gobierno, provocaron fuertes subas fuentes a las acciones de gas. La decisión también tuvo un efecto positivo para otros periódicos locales, en particular los del sector financiero. Transportadora de Gas del Sur (TGS), una compañía que gana directamente de la suba de tarifas, sube 11,75% […]

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San Juan impulsa la agilización de trámites para el desarrollo minero responsable

Forma parte de las acciones que se llevan adelante por Minería y que fueron resaltadas por el Gobernador en su discurso de apertura de sesiones. Orrego también destacó la inserción internacional de San Juan como plaza de interés en cuanto a minerales críticos. La Cámara de Diputados de San Juan dio inicio al período ordinario de sesiones 2024 con la ceremonia oficial, en la que el titular del Poder Ejecutivo, Marcelo Orrego, dirigió su mensaje anual al pueblo sanjuanino. En el ámbito de la Minería, Orrego resaltó las medidas significativas impulsadas por el Ministerio para mejorar la eficiencia y la […]

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Córdoba, pionera y líder en generar energías renovables, busca participar en el mercado de créditos de carbono de California

Se trata del mercado subnacional considerado como uno de los más importantes del mundo en materia ambiental. Como antecedente, la provincia realizó dos subastas de carbono en 2022 y 2023, y planea una tercera para fin de año. El liderazgo se mantiene debido al compromiso del Gobierno provincial de contribuir a la lucha contra el cambio climático mediante la disminución de emisiones de gases de efecto invernadero. La Provincia se consolida como pionera y líder, a nivel nacional, en proyectos de generación de energías renovables en el ámbito de la distribución. Este liderazgo se atribuye a una sólida legislación provincial […]

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“En algunos meses”: Los adelantos de De Ridder sobre las metas de emisiones por sector

El subsecretario de Hidrocarburos de la Nación reconoció la importancia de la transición energética hacia otros combustibles con menos emisiones, pero planteó que la electrificación está limitada por la transmisión y la magnitud de sus inversiones. El sector energético de Argentina está a la espera de la implementación del mercado de derechos de emisiones de gases de efecto invernadero, el cual el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, ya anticipó que será una de las principales herramientas para avanzar en la transición energética y el cumplimiento de las metas ambientales asumidas por el país. El mecanismo pensado […]

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Una técnica de nanotecnología facilitará la explotación de yacimientos de hidrocarburos

Se trata de la nanoindentación, que se desarrolla en los laboratorios de la Gerencia Química de la Comisión Nacional de Energía Atómica y el Instituto de Nanociencia y Tecnología. Ahora se trabaja en su aplicación para estudiar pequeños fragmentos de roca de pozos petroleros para conocer y evaluar sus propiedades mecánicas. En uno de los laboratorios de la Gerencia Química de la Comisión Nacional de Energía Atómica y el Instituto de Nanociencia y Nanotecnología CNEA-CONICET (INN), ubicado en el Centro Atómico Constituyentes, se desarrolla una técnica que facilitará la explotación de yacimientos no convencionales de hidrocarburos. Se trata del análisis […]

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Shell busca licencia de EEUU por más tiempo antes de decidir sobre proyecto de gas en Venezuela

La petrolera Shell está buscando una licencia a largo plazo de Estados Unidos antes de tomar una decisión final de inversión sobre el proyecto de gas natural Dragon en Venezuela, dijeron cuatro personas familiarizadas con el asunto. El campo Dragón, de 4,2 billones de pies cúbicos de gas, se encuentra en aguas venezolanas cerca de la frontera marítima con Trinidad y Tobago. Trinidad necesita el combustible para abastecer sus industrias petroquímicas y de gas natural licuado, y Venezuela quiere abrir una nueva fuente de ingresos de exportaciones. Washington otorgó en enero de 2023 a Trinidad una licencia de dos años […]

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Bolivia rechaza alquilar gasoducto porque busca revender gas argentino a Brasil

El Gobierno y la empresa estatal YPFB rechazaron recientemente una propuesta inicial de Argentina y Brasil de pagar un peaje por el paso del gas argentino, a través de territorio boliviano y propone importar y revender el energético, situación que también no fue aceptada por las naciones vecinas, de acuerdo a la página web ambito.com. “La nación andina ha propuesto importar gas argentino y revenderlo a empresas de Brasil, agregaron. Este plan fue rechazado por las contrapartes porque implicaría costos de importación significativamente mayores para Brasil, de acuerdo a versión de ejecutivos de empresas involucradas”, según el medio digital. Como […]

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Los ingresos rusos antes de impuestos procedentes del gas y el petróleo cayeron un 40% en marzo en comparación con febrero

Según mostraron los datos del Ministerio de Finanzas el miércoles, los ingresos provenientes de un impuesto basado en los beneficios aumentaron casi un 40% en marzo con respecto a febrero, para 1,31 billones de dólares (14.200 millones de dólares) para el presupuesto federal ruso. En comparación con los 400 millones de transacciones que se devolvieron a las empresas en febrero, según el ministerio, los ingresos provenientes de este impuesto aumentaron a casi 588.000 millones de transacciones el mes pasado. Lo ingresado por gas y petróleo, que aproximadamente constituyen un tercio del ingreso presupuestario total, experimentaron un incremento del 90% en […]

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