Comercialización Profesional de Energía

Monthly: enero 2021

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Corrientes a dos puntas: más generación distribuida y grandes proyectos de biomasa y energía solar

Arturo Busso, Secretario de Energía de la provincia, explicó los avances en materia de renovables de la región y opinó sobre las licitaciones públicas del Programa RenovAr y las políticas energéticas a nivel nacional. Corrientes avanza con proyectos de energías renovables, tanto grandes proyectos de biomasa y sistemas fotovoltaicos, las dos fuentes principales que tiene la provincia, como así también en generación distribuida. Es este último aspecto, según informó Arturo Busso, Secretario de Energía de Corrientes, a Energía Estratégica, hoy en día la provincia cuenta con seis o siete pedidos de reserva de potencia en sistema de gestión centralizado, de los cuales tres están operando. […]

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Continúa la preocupación por la antorcha de YPF: Denuncian ruidos, vibraciones y cielo rojizo

Al igual que sucedió ayer martes, mensajes y llamados llegaron esta noche a la redacción de eldia.com dando cuenta de “comportamientos anormales” en la antorcha de YPF. Vecinos reportaron a este diario que alrededor de las 20.00 se comenzó a ver un color rojizo en el cielo, justo encima en donde se encuentra ubicada la torre en Ensenada. En la zona de El Dique, en tanto, reportaban ruidos y vibraciones que “apenas dejaban escuchar la televisión” y que amenazaban con “rajar pintura o azulejos de las paredes”. Con el correr de las horas se fueron recibiendo identicos reportes de otros sectores de la […]

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Petroleros sin funciones cobrarán aguinaldo y bono

El Ministerio de Trabajo de la Nación homologó el acuerdo que el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Santa Cruz firmara a fines de 2020 con las cámaras que nuclean a operadoras de yacimientos y empresas de servicios. El mismo establece que el cual se establece que los trabajadores petroleros que forzosamente quedaron encuadrados en el Artículo 223, es decir sin funciones debido a la crisis que afecta a la industria de los hidrocarburos, cobrarán aguinaldo y el bono de 30 mil pesos como el resto de sus compañeros que permanecen en actividad. Al respecto, el secretario gremial Carlos […]

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Nuevas obras para dotar de electricidad a zonas rurales aisladas mediante fuentes renovables de energía

El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) realizó obras durante 2020 para proveer de energía eléctrica a unos 42.000 habitantes rurales de Argentina. La licitación de 5.400 boyeros solares se extendió hasta el 29 de enero próximo. Durante 2020, pese a que la mayoría de las obras proyectadas se vieron afectadas por la Emergencia Sanitaria y las restricciones de circulación vehicular, se continuaron realizando instalaciones de equipos solares en hogares y escuelas que no cuentan con acceso a la red de electricidad, a través del Proyecto PERMER. Entre enero y diciembre, se entregaron sistemas fotovoltaicos a 8.200 familias, […]

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Las frases más controversiales de Andrés Manuel López Obrador sobre energías renovables

Desde diciembre de 2018 a esta parte se han dado, en forma contradictoria, hechos y declaraciones de parte de Andrés Manuel López Obrador sobre el desarrollo de las energías renovables en México. 

Ya sean cancelaciones de subastas eléctricas por las que se licitaban proyectos a empresas para suministrar a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) energía limpia y barata, o la por la Política de Confiabilidad, Seguridad, Continuidad y Calidad en el Sistema Eléctrico Nacional, acuerdo que suspendió las pruebas pre-operativas de las centrales eólicas y fotovoltaicas que estaban próximas a entrar en operación comercial.

Entre las frases destacadas de AMLO se puede percibir que no sólo apuntó a las renovables, sino también a empresas que llevan a cabo los proyectos y al gobierno anterior. 

En mayo de 2019, dentro del Plan Nacional de Desarrollo 2019-2024, reafirmó el “rescate al sector energético”. Y en su introducción, denunció que “la reforma energética impuesta por el régimen anterior causó un daño gravísimo a Petróleos Mexicanos y la Comisión Federal de Electricidad”.

Poco menos de un año después, en marzo de 2020, en su visita a La Rumorosa, en el estado de Baja California, el mandatario fue crítico contra un parque eólico de 10 MW instalado en la región y la industria en general: 

“Autorizaron esos ventiladores para producir energía eólica. Miren cómo afecta el paisaje, la imagen natural. Cómo se atrevieron a dar permiso para instalar estos ventiladores».

“Son negocios privados porque se tiene que subsidiar a esas empresas. Son las transas que se hacían durante el período neoliberal”. 

Posteriormente, en mayo, el gobierno mexicano estableció una limitación sin fecha a las energías verdes, bajo el argumento de «mantener la seguridad e independencia energética».

En dicha conferencia de prensa, apuntó a los inversionistas extranjeros, en su mayoría, con proyectos renovables: «Saquearon más en este periodo neoliberal que lo que saquearon durante los tres siglos de dominación colonial”. 

“Energías limpias, pero en algunos casos negocios sucios, y se dejó de lado a la Comisión Federal de Electricidad, como si no produjera energías limpias», indicó.

Octubre 2020 no fue la excepción. El tabasqueño nuevamente arremetió contra las administración anterior y las empresas: “Con la política neoliberal empezaron a engañar para privatizar el sector energético”, ya que CFE no tenía la capacidad de producir sin carbón, es decir, sin generar contaminación.

“De manera deliberada cerraron las plantas y aquí está el ejemplo, ocho grandes generadores de energía con carbón y apenas permiten que trabaje uno, siete parados, porque no le autorizan, de acuerdo a la nueva normatividad que se estableció en el periodo neoliberal”. 

“Utilizaron otro sofisma, lo de las energías limpias, el que estas plantas de la Comisión Federal de Electricidad ya son viejas y contaminan, y que por lo mismo era mejor la producción de energía con gas, las termoeléctricas, las eólicas o energía solar, energías que, en efecto, no contaminan, pero están subsidiadas; produzcan o no produzcan, la Comisión Federal -con presupuesto público, que es dinero de todo el pueblo- les tiene que comprar la energía eléctrica”, apuntó.

Ya más cerca de la actualidad, en diciembre, según documentos del gobierno, 200 parques eólicos, plantas de gas natural, paneles solares y otros proyectos están estancados, después de que López Obrador ordenara detener los permisos,

Incluso, en el inicio de 2021 se ha tomado la predisposición de revisar contratos de energías limpias, aunque aún sin definir bajo qué criterios. 

“Revisar los convenios, más que nada el marco legal, porque le cuesta mucho al Estado la compra de la energía eólica a particulares, porque no pagan la transmisión, es un subsidio, hay muchos engaños”, mencionó AMLO.  

Frases y hechos que mantienen en vilo a la situación de las renovables en México y que generan un futuro incierto y con algunas empresas que deciden desistir o pausar sus inversiones en el país y, por ende, el crecimiento de las energías limpias. 

Manuel Bartlett Díaz también fue crítico 

En octubre de 2019, el Director General de la Comisión Federal de Electricidad, consideró que “muchas empresas extranjeras dicen que la energía renovable es muy barata pero no lo es, porque para empezar se llaman intermitentes. Si no hay sol en toda la noche no funcionan y se cree que hay generación de día, pero una nube hace que no funcionen”. 

“Entonces esas fuentes de energía limpia tienen que tener un respaldo para que cuando deje de haber aire o pase una nube se metan máquinas convencionales y eso no es barato porque tienes que tener a las máquinas listas para entrar”.

“La eólica y la fotovoltaica no son rentables porque necesitas una máquina atrás para que al instante responda y no tener que decirle al usuario que espere que haya viento para prenderle la luz. Eso aquí no lo pagan, la reforma energética ha hecho que empresas renovables no paguen a la máquina que está atrás”.

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Las perspectivas 2021 de Cinergia para abastecer usuarios con energías renovables en Chile

¿Creen que este 2021 será el año en el que despegue la comercialización de renovables en Chile?

Las energías renovables no convencionales (eólica, solar y pequeñas hidráulicas) ya son una realidad en Chile, en el 2020 han alcanzado una participación superior al 20 % en la matriz de generación, y esta situación se irá incrementando con la descarbonización acelerada del sistema. 

Por otro lado, la “comercialización” de energía en general está en pleno crecimiento, con el proyecto de Ley de Portabilidad (PdL) en tratamiento en el Congreso, y que establece entre otras cosas, la figura del “Comercializador” eléctrico puro. 

¿Qué jugadores están en el mercado?

Hoy, existe un mercado de clientes libres (aquellos que pueden elegir y negociar libremente con su proveedor) muy competitivo, en gran parte por la aparición de nuevos jugadores como CINERGIA, incentivados por la Ley de Portabilidad. Pero este mercado es hoy muy acotado, sólo aquellos usuarios con potencia instalada superior a los 500 KW pueden optar por participar del mercado, y obtener los beneficios (menores precios, mejores servicios y elección del tipo de energía que consumen). 

 ¿Qué señales esperan del Gobierno para que aquello mejore?

Creemos que una buena señal del gobierno sería ir reduciendo paulatinamente el límite de los 500 KW para permitir que más usuarios puedan sumarse al mercado libre, y de esta forma ir generando las condiciones de competencia y desarrollo del mercado para cuando sea sancionada la Ley de Portabilidad.

¿Favorecerá a la comercialización el aluvión de proyectos de energías renovables en etapa de construcción? 

El aumento y diversificación de la oferta sin dudas favorecerá no sólo a la comercialización, sino sobre todo, a los usuarios finales. Efectivamente, hay una gran cantidad de proyectos que ingresarán en los próximos meses, y como comercializadores estamos teniendo reuniones con todos ellos, aportando desde nuestro lugar soluciones para la comercialización de energía. 

La competencia nos obliga a ser creativos, a pensar nuevas soluciones, a complementar la oferta de suministro con más y mejores servicios. En CINERGIA entendemos claramente que debemos ser aliados estratégicos de nuestros proveedores, y tenemos basta experiencia en ello.

Considerando su experiencia comercializando energía proveniente de distintos tipos de generación, ¿qué lugar creen que podrá ocupar el almacenamiento con baterías en la comercialización?  

La principal desventaja que siempre se ha señalado de las ERNC es que no garantizan potencia al sistema, con lo cual se precisa de otras tecnologías (fundamentalmente térmicas) que actúen de respaldo.

El desarrollo de almacenamiento con baterías viene a solucionar este tema, y será sin dudas el punto de inicio para lograr sistemas 100 % renovables. Esta tecnología otorgará previsibilidad y margen de respuesta a los sistemas eléctricos, redundando en beneficios económicos y ambientales para todos los usuarios.

Mientras tanto, en nuestro rol de comercializadores, comercializamos energía proveniente de distintos tipos de generación (eólica, solar e hidráulica) con lo cual logramos una curva de abastecimiento 100 % renovable para nuestros clientes.

¿Cómo afectará al financiamiento de nuevos proyectos de ERNC la continua baja en precios de energía

La baja en los precios de la Energía es acompañada de una mejora continua en la tecnología, con lo cual los proyectos siguen siendo atractivos para los desarrolladores. La reducción en los precios de las ERNC también se debe a mejores condiciones de financiación y a un marco normativo con reglas claras y estables. 

Creemos que en el corto y mediano plazo continuará la tendencia a la baja, aunque el proceso de descarbonización en marcha puede generar algunas distorsiones en los precios. El potencial de reemplazo por ERNC es muy grande, por lo que no hay dudas que habrá condiciones favorables para que continúe su desarrollo.

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Opinión: Garantías para capacidad de transporte asignada de USD $1 a $10 por kW

Antes era de USD 1 por kW, ahora será mínimo de USD 10 por kW el valor de la garantía que deberá constituirse por parte de un generador de energía para garantizar la utilización de la capacidad de transporte asignada al momento de conectarse al Sistema Interconectado Nacional.

Este y otros costos caracterizan la propuesta de regulación que publicó la CREG para definir las nuevas reglas que tendría la asignación de la capacidad de transporte de energía eléctrica, con lo cual se da un paso a la monetización que definió la Ley 1955 de 2019.

El proceso de conexión que deben adelantar los inversionistas que aspiren a desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica en Colombia, cuenta en la práctica con particularidades que en ocasiones condenan el ingreso de proyectos de generación.

Con el ánimo de ajustar el procedimiento de asignación de capacidad y que se corrijan esas particularidades, la CREG propone la existencia de dos clases de proyectos de generación de energía, una asignación de filas y turnos en esas filas a los proyectos de generación por parte de la UPME, un plazo para aceptar la asignación de capacidad de transporte, unas condiciones para la cesión de la capacidad de transporte junto con la posibilidad de conservar la capacidad de transporte, esto hasta por un año cuando un agente se retira del mercado de energía.

Otro punto a considerar por parte de los inversionistas es que su proyecto debe tener una etapa muy madura dado que se exige, por lo menos, el 50% de la obra civil del proyecto de generación.

Todo para que al final, la asignación de la capacidad de transporte sea otorgada a quien en realidad desea construir y poner en operación el proyecto. ¿Será que esto desincentiva la participación de algunos promotores o desarrolladores de proyectos de generación? Si es así, sería algo grave porque ellos promueven el aterrizaje de nuevas empresas a Colombia.

Otro aspecto que propone la CREG tiene que ver con la forma en que se ajustará la cobertura de las garantías cuando se presenten incumplimientos en los hitos del proyecto. Se propone una tolerancia de hasta dos incumplimientos, al tercer incumplimiento se ejecuta la garantía. Desde luego, la tolerancia tiene un costo, pero se convierte en una gran ayuda para alcanzar la meta de entrar en operación.

También hay costos por informarnos. La CREG señala costos antes y después de la aprobación de la asignación de la capacidad de transporte, estos costos irían desde el suministro de información para conocer lo que se requiere para el registro de los proyectos de generación de energía a cargo de los transportadores, hasta costos por el registro de proyectos de generación de energía. Al final, todo se monetiza.

Algo que también hay que considerar es que los proyecto que se encuentran haciendo fila para respuesta de la UPME, serán revisados y ratificados por la UPME. Con lo cual concluyo que, aunque esté registrado el proyecto, puede salir o quedarse en la fila el proyecto. Todo dependerá de la evaluación que realice la UPME. El punto es que si el proyecto sale de la fila debe asumir las reglas de los nuevos costos.

Para finalizar, no es cosa que sorprenda que la información tenga un valor, mucho menos que se debe pagar por ella, lo que merece atención y cuidado es cuánto se cobrará por esa información. Pero eso será tema de otro artículo. Por ahora, mi mensaje es que se fortaleció la monetización del proceso de conexión de activos o unidades de generación de energía eléctrica.

 

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De cara a la subasta el Gobierno de Ecuador convoca a inversores de proyectos energéticos renovables

Sin lugar a dudas, el Acuerdo de París ha venido a empujar el proceso de eliminación gradual de las emisiones de gases de efecto invernadero. A aquello no fue ajeno Ecuador, país que supo entrar dentro del proceso de descarbonización a un ritmo acelerado. Un ejemplo de ello es que este país tiene más del 91% de suministro de energía limpia en la actualidad. 

Para su ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables, René Ortiz, la electricidad juega hoy el papel principal para los mercados por encontrarnos en un contexto de dependencia masiva de este servicio. 

Y al conjugar la necesidad de descarbonización con la de electricidad no se debería ignorar a las energías renovables. 

“Todo el concepto de energías renovables se materializa como manufactura de los recursos naturales como el sol, el viento y el agua -así como otras fuentes- para convertirlas en electricidad. Ahí está la respuesta”, reflexionó René Ortiz.

Durante su ponencia magistral para el Instituto de las Américas,el ministro reafirmó el compromiso durante su gestión por el desarrollo de estas alternativas de generación, fundamentalmente con una apertura al sector productivo privado. Allí, estaría la clave para continuar reforzando la matriz energética nacional.

“Hemos dado un paso gigantesco en energías renovables particularmente en los dos últimos meses mediante la adjudicación de proyectos enormes a compañías privadas internacionales y a tarifas competitivas”, repasó el funcionario de Gobierno.

Ortíz se refería al proyecto fotovoltaico El Aromo (200 MW) y el eólico Villonaco II y III (110 MW). Pero aquello no sería todo, también se abrió la convocatoria para el parque Conolophus (14,8 MWp en fotovoltaica y 40,9MWh en almacenamiento) y se plantearon las bases para un nuevo bloque de ERNC a licitarse este año bajo un Proceso Público de Selección (PPS).

¿Porqué se abren todas estas convocatorias al sector privado? El ministro respondió: “El sector público ha agotado toda su capacidad financiera y ya no lo puede hacer, ya no puede intervenir en este tipo de desarrollos del sector energético renovable no convencional e hidráulico en grandes cantidades”.

Sobre aquel último punto, se hace referencia en el Plan Maestro de Electrificación, que contempla en su proyección de expansión de generación entre 2022 y 2027 más de 2000 MW provenientes de hidroeléctricas.  

Aquellos megaproyectos hidroeléctricos “son para traer inversionistas extranjeros porque no existe capacidad interna para hacer estos proyectos de gran tamaño. Pero esto no quiere decir que nosotros no tengamos cuencas pequeñas en dónde se puedan ubicar proyectos de menos de 50 MW”. 

Retomando el tema de la apertura del gobierno al sector privado Ortiz concluyó que “todo el concepto de desmantelamiento del estado monopólico, de predominio de la empresa estatal, ha ido cambiando. El sistema hoy lo demuestra, (incluir al sector privado) está funcionando”.   

Y concluyó: “Estamos promoviendo más y más. Y la forma de promoverlo es con seguridad jurídica. Hay que hacer honor a los contratos. Los contratos anteriores se firmaron con unas reglas y hay que hacerles honor. El gobierno así da la seguridad jurídica para que los inversionistas se sientan confiados de que no les van a cambiar las reglas del juego. Así, estamos caminando”. 

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Corrientes a dos puntas: más generación distribuida y grandes proyectos de biomasa y energía solar

Corrientes avanza con proyectos de energías renovables, tanto grandes proyectos de biomasa y sistemas fotovoltaicos, las dos fuentes principales que tiene la provincia, como así también en generación distribuida. 

Es este último aspecto, según informó Arturo Busso, Secretario de Energía de Corrientes, a Energía Estratégica, hoy en día la provincia cuenta con seis o siete pedidos de reserva de potencia en sistema de gestión centralizado, de los cuales tres están operando. 

Ellos son una estación de servicio con una potencia de 25 kW, un sistema privado de 5 kW y el restante, también privado, de 4 kW instalados. 

En lo que respecta a proyectos mayores, ya tiene en funcionamiento a dos centrales de biomasa adjudicados en el Programa RenovAr. Una en Santa Rosa, polo maderero de la provincia, con 15 MW de potencia instalada. Mientras que la otra se ubica en Gobernador Virasoro (40 MW), perteneciente a Fuentes Renovables de Energía SA (FRESA) y con proyecto de ampliar otros 40 MW.  

A dichos emprendimientos se suma un acuerdo entre la compañía Energía Correntina S.A. (ENCOR SA), que tiene por objetivo el desarrollo de las renovables en la región, con dos cooperativas para la realización de cuatro parques solares, con una potencia instalada total de 1 MW.  

Este proyecto se lleva a cabo bajo un contrato en esquema ⅔ – ⅓  con cooperativas de Bella Vista y Monte Caseros. Esto quiere decir que aportarán energía a la red administrada por dichas cooperativas. ⅔ de la generación se venderá a la cooperativa y ⅓ es de libre disponibilidad por parte de la misma. 

Bella Vista contará con dos parques de 200 kW cada uno, mientras que en Monte Caseros se construirá uno de 200 kw y otro de 400 kW. 

Además, ENCOR SA firmó un acuerdo con el Fideicomiso Santa Catalina, administrador del Parque Industrial Santa Catalina, donde el parque cede un predio de treinta hectáreas para el desarrollo de emprendimientos de generación con energía renovable.  

“Más allá de la firma, en estos momentos se busca y habla con potenciales inversores. El esquema al que se debe acudir es PPA, dado que no tenemos posibilidad a nivel nacional porque las convocatorias del Programa RenovAr se descontinuaron”, aclaró el funcionario. 

Al respecto de las licitaciones públicas de dicho plan, Busso aseguró que “hay interés en desarrollar las renovables, aunque todavía no pasa de expresiones de buenas intenciones”. 

“Habrá que ver qué pasa con la disponibilidad de energía en caso de caer algún contrato, si queda liberada a que un posible inversor pueda presentar una oferta. Son definiciones que tendrá que tomar el Gobierno Nacional a través de la Secretaría de Energía”, agregó.  

El desarrollo de la biomasa es otro de los puntos que preocupa al Secretario de Energía de Corrientes, debido a que actualmente se encuentra en un plano “más difícil de concretar si no es asistida con proyectos o programas nacionales”, a pesar de los beneficios adicionales que tiene frente a una fuente intermitente. 

“La biomasa está muy limitada por los costos intrínsecos a que exista una política nacional de incentivar la generación a partir de esa fuente. No veo mucho avance, por lo que este año será de definición”. 

“Las expectativas quedan supeditadas al desarrollo de las renovables, que necesitan un marco de política energética nacional y provincial”, señaló el Secretario. 

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Récord de 15 GW: Los pedidos de aerogeneradores aumentaron 74% en 2020

A pesar de la pandemia en curso, tanto los pedidos en tierra como en el extranjero experimentaron un aumento en las ventas. Los países europeos ordenaron 8,2 GW de turbinas eólicas terrestres, un aumento del 13% en comparación con 2019. Los pedidos de eólica marina se multiplicaron por seis en comparación con el año anterior a 6,4 GW.

Los 104 pedidos provinieron de 19 países diferentes durante el año. El Reino Unido ordenó la mayor capacidad de aerogeneradores con 4,4 GW, seguido de los Países Bajos con 2,4 GW y Suecia quedó en tercer lugar con 1,4 GW.

Suecia ordenó la mayor cantidad de turbinas terrestres, seguida del Reino Unido y los Países Bajos. Para el offshore, el Reino Unido ordenó la mayor capacidad seguido por los Países Bajos. Francia y Alemania son los otros países que han pedido una cantidad significativa de turbinas marinas, pero el estancamiento de la expansión de la energía eólica en ambos países llevó a pedidos más bajos que en años anteriores.

El Monitoreo completo de pedidos de turbinas eólicas de WindEurope 2020 contiene detalles adicionales sobre nuevos pedidos de fabricantes de turbinas eólicas, modelos de turbinas, potencias medias y especificaciones de turbinas. WindEurope Wind Turbine Order Monitoring 2020 solo está disponible para miembros de WindEurope.

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Qué significa la llegada de Pablo González como nuevo presidente de YPF

La decisión de desplazar a Guillermo Nielsen, como anticipó ayer EconoJournal, y poner como presidente de YPF al diputado por Santa Cruz Pablo González es una muestra más del control que ejerce el cristinismo sobre la política energética, pero no altera la correlación de fuerzas al interior de la petrolera. Nielsen estaba corrido hace tiempo de la toma de decisiones, casi desde que asumió. El desembarco de un pingüino probablemente fuerce alguna redistribución de los escasos recursos que YPF tiene para invertir en las distintas cuencas, pero la conducción política se seguirá ejerciendo en las oficinas donde trabajan los delegados puestos por la vicepresidenta.

La salida de Nielsen    

Nielsen encontró rápidamente sus límites dentro de la compañía cuando en diciembre de 2019 intentó aumentar el precio de los combustibles. El cristinismo le bajó el pulgar a esa decisión y Santiago “Patucho” Álvarez, vicepresidente de Asuntos Corporativos, Comunicaciones y Marqueting y miembro de La Cámpora, lo mandó a desdecirse frente a los periodistas a los que el ex secretario de Finanzas les había adelantado el aumento. Fue un gesto de disciplinamiento destinado a dejar en claro quién iba a mandaba adentro de la empresa. La designación de Sergio Affronti como CEO ratificó luego esa situación y la extendió ya no solo a las definiciones políticas sino a la gestión técnica de la empresa, con el armado de una línea gerencial donde Nielsen no tuvo prácticamente influencia. Por todo esto será difícil asignarle ahora responsabilidades en los problemas que viene enfrentando la compañía, aunque seguramente haya voces en el gobierno que exploren ese camino una vez que se concrete el cambio, ya que suele ser un clásico de la política atribuirle todos los males a quien acaba de ser eyectado por la ventana.

No llegó a ser un fantasma como Lanziani, el primer secretario de Energía que designó Alberto Fernández, porque por su propia personalidad Nielsen dejaba trascender informalmente sus diferencias con lo que venía haciendo YPF. Aunque a veces parecía opinar más como un analista de la realidad que como el presidente de la principal petrolera del país, sus palabras generaban cierto malestar dentro de un cristinismo acostumbrado al hermetismo y la verticalidad. Esas diferencias se evidenciaron por última vez en el diseño de la estrategia de reestructuración de la deuda de la empresa y entonces aprovecharon para darle el tiro de gracia y quedarse con la amplia oficina que Nielsen ocupa en el piso 32 de la Torre de Puerto Madero porque lo simbólico a veces también importa.

Con la salida de Nielsen se va uno de los hombres que había sido elegido directamente por el presidente Alberto Fernández. Desde el albertismo se han esforzado en los últimos meses por mostrar los cambios en el sector energético como parte de una estrategia consensuada con Cristina Kirchner y no una mera delegación de ese espacio. Así fue cuando asumió Darío Martínez como secretario de Energía, a quien presentaron como uno de los hombres del presidente en Neuquén. En este caso será difícil adecuar la llegada de Pablo González a ese relato, pues está claro que no es ni por asumo una persona cercana al presidente.  

La llegada de Pablo González

Los antecedentes de Pablo González dejan en claro por si solos que no llega a la presidencia de YPF por su conocimiento del sector energético. Quienes armaron el curriculum que filtraron a la prensa tuvieron que esforzarse para encontrar un antecedente vinculado a la energía. Su paso como director de Distrigas Sociedad Anónima en 1994 fue lo mejor que pudieron conseguir.

Su perfil es netamente político. Fue Subsecretario de Recursos Tributarios de la Provincia de Santa Cruz entre 1999 y 2003; fiscal de Estado desde 2003 hasta 2007, cuando asumió como ministro de Gobierno de Daniel Peralta. Ese mismo año fue elegido diputado provincial asumiendo además como vicepresidente 1° de la Cámara de Diputados, pero en julio de 2008 fue designado por Peralta como jefe de Gabinete de la Provincia hasta diciembre de 2011, cuando dejó el cargo para asumir como senador nacional. Además, ingresó como representante de la mayoría del parlamento al Consejo de la Magistratura de la Nación donde fue designado Presidente de la Comisión de Administración. En 2015 asumió como vicegobernador de la Provincia de Santa Cruz en la fórmula que integró con Alicia Kirchner. En esos años, muchas veces tuvo la difícil tarea de negociar con el macrismo en nombre de la gobernadora.

En ese camino se encuentra la explicación que lo llevará a la presidencia de YPF y no en su conocimiento del sector energético. Igual en Santa Cruz esperan que la llegada de uno de los suyos tenga como consecuencia una mayor actividad de la petrolera en la provincia, donde el año pasado se ha hecho poco y nada.

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Guillermo Nielsen dejaría de ser el presidente de YPF en los próximos días

El cambio de autoridades en la petrolera se concretaría durante enero. El santacruceño Pablo González, entre los posibles reemplazantes. Guillermo Nielsen dejaría en los próximos días la presidencia de YPF, cargo al llegó durante los primeros días del gobierno de Alberto Fernández, en diciembre de 2019. Así lo aseguraron a EconoJournal tres fuentes privadas y gubernamentales sin contacto entre sí. Contactado por este medio, Nielsen declinó de realizar comentarios, pero no negó la información. La gestión de Nielsen en YPF estuvo jaqueada por la pandemia, que complicó la inserción dentro del mundo ypfiano. “Aún restan definir los plazos y los procesos de salida, pero […]

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Quién es Pablo González, el nuevo titular de YPF

El legislador del Frente de Todos es uno de los impulsores más firmes de la descentralización operativa de YPF, y propone crear una estructura operativa de la petrolera en Santa Cruz. Tras la renuncia de Guillermo Nielsen, el diputado nacional del Frente de Todos por Santa Cruz, Pablo González, se hará cargo de la petrolera estatal, una vez que la Cámara baja acepte su dimisión. Es el segundo patagónico en ocupar lugares de conducción vinculados a la actividad energética, tras la designación del neuquino Dario Martínez frente a la Secretaría de Energía. González es abogado y escribano recibido en la Universidad Nacional de La Plata […]

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Según Energía, la mitad de los usuarios tendrá “suba simbólica”

El secretario de Energía, Darío Martínez, anticipó que casi la mitad de los usuarios tendrá un “aumento simbólico” en 2021, debido a que para el sector de la población que se encuentra bajo la línea de pobreza “no hay espacio” para un incremento en el precio de los servicios públicos. Además, el funcionario señaló que el Poder Ejecutivo evaluará hasta marzo un esquema de transición en los aranceles y que la revisión tarifaria integral del servicio de distribución eléctrica presentada por el gobierno de Macri es “inaplicable”, ya que volvía los precios “impagables para la sociedad argentina”. La consultora Ecolatina, […]

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Distribuidoras eléctricas contra el congelamiento: “afectará el servicio”

Adeera, la asociación que nuclea a 47 empresas de todo el país, advirtió al Estado las consecuencias de no actualizar las tarifas. Aseguran que los precios actuales están entre los más económicos del país. La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica (Adeera), que nuclea a 47 empresas de todo el país, advirtió que la extensión del congelamiento tarifario produce una “afectación directa al servicio eléctrico”. El Ente Provincial de Energía de Neuquén (EPEN), la Cooperativa Calf, Edersa y la Cooperativa de Eléctrica de Bariloche forman parte de la asociación nacional. A través de un comunicado oficial desde el sector manifestaron que la […]

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Alberto Fernández participará del Foro Económico Davos, ¿qué líderes mundiales asistirán?

La reunión anual presenta a líderes mundiales, banqueros centrales, ejecutivos corporativos, así como celebridades y multimillonarios El presidente Alberto Fernández participará la semana que viene del Foro Económico Mundial de Davos (WEF, según su sigla en inglés), que se llevará a cabo de forma virtual. Estará entre la nómina de oradores junto a otros mandatarios como los presidentes de China, Xi Jinping; de Francia, Emmanuel Macron; y la canciller alemana, Angela Merkel, entre otros. Esta será la primera vez que Fernández participará de este evento. En la edición de 2020 el gobierno no mandó a ningún miembro del gabinete nacional. […]

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Biocombustibles: el oficialismo demora la prórroga de la ley en Diputados

Todo parecía estar listo para que la Cámara de Diputados prorrogara sin más trámites la ley de biocombustibles. A fines de octubre, el Senado le dio media sanción y dispuso, por unanimidad, su continuidad hasta el 31 de diciembre de 2024. Sin embargo, aunque el presidente de la Cámara baja, Sergio Massa, prometió que la iniciativa se trataría en el recinto el 20 de enero, el decreto presidencial que debe incluirla en el temario de sesiones extraordinarias todavía no fue enviado al Congreso. “Es imprescindible que se apruebe la continuidad de este régimen de promoción, ya que su impulso a […]

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Alemania aspira a llegar al 2040 con un 100 por ciento de renovables

En su camino planificado hacia la neutralidad climática para mediados de siglo, Alemania podría lograr la descarbonización completa de su sector energético ya para 2040, y los objetivos climáticos de la UE podrían incluso obligar al país a acelerar en gran medida la expansión de la energía eólica y solar, han dicho los ministros en un evento de la industria de la energía digital. Sin embargo, si bien el país se está fijando objetivos claros para la participación de las energías renovables en el consumo de energía, aún no se ha puesto de acuerdo sobre qué proyección del uso total […]

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Delta Plus Group refuerza su presencia en América del Norte gracias a la adquisición estratégica de ERB Industries en Estados Unidos

Delta Plus Group, un jugador importante en el mercado de Elementos de Protección Personal (EPPs), continua su política de desarrollo en el mercado norteamericano. Hoy, el Grupo anunció la adquisición del 100% de las acciones de ERB Industries, empresa con sede en Estados Unidos. Cinco años después de establecerse en los Estados Unidos mediante la adquisición de Elvex (ahora Delta Plus Corp) y dos años después de la adquisición en Canadá de Degil Safety y Ontario Glove, Delta Plus Group está acelerando su desarrollo en el mercado norteamericano, gracias a esta nueva inversión estratégica en Estados Unidos, un mercado de […]

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Iberdrola México defiende la energía renovable como herramienta de desarrollo

México, 19 ene (EFE).- Enrique Alba, director general de Iberdrola México, defendió este martes a la generación privada de energías renovables como una herramienta que puede llevar desarrollo social a las comunidades marginadas. Alba consideró que las empresas energéticas, ante el desarrollo de las tecnologías, tienen “la obligación” de ser capaces de “adaptarlas y trasladarlas a proyectos sociales que impacten en la sociedad y personas que más lo necesitan”. El directivo de la empresa energética participó en el panel de “El rol de la industria en la lucha contra la pobreza y vulnerabilidad energética” en el “Mexico Infraestructure Projects Forum”, […]

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La industria petrolera se enfrenta a las renovables

La tendencia de la industria para los próximos años. El crecimiento sostenido que sostiene la OPEP y el 40% de los equipos de perforación son obsoletos tecnologícamente en Argentina. Una mirada a la industria mundial y la visión estratégica local. Luego de un año donde la economía mundial se desaceleró y las empresas reacomodaron rápidamente sus estrategias, será importante evaluar la tendencia de la industria energética para los próximos años. Ayer se publicó parte de un resumen que estimó que la demanda de petróleo en el mundo crecerá estimulando a la oferta. En la nota se hizo mención a que el ingreso de los Demócratas a […]

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Gasto en transición energética alcanza récord de US$500.000M

En 2020, el mundo gastó un récord de US$501.300 millones en energía renovable, vehículos eléctricos y otras tecnologías para reducir la dependencia del sistema energético mundial de los combustibles fósiles. En 2020, el mundo gastó un récord de US$501.300 millones en energía renovable, vehículos eléctricos y otras tecnologías para reducir la dependencia del sistema energético mundial de los combustibles fósiles. Las inversiones en la transición hacia una economía baja en carbono aumentaron 9% respecto a 2019 y se produjeron a pesar de las interrupciones generadas por la pandemia de covid-19, según un informe de BloombergNEF. El crecimiento no fue uniforme […]

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ENAP invertirá 50 millones de dólares en proyecto de hidrocarburos

Consiste en la reparación o recuperación de áreas que contengan contaminantes, que abarquen, una superficie igual o mayor a 10 mil metros cuadrados Un proyecto de inversión por más de 50 millones de dólares, ingresó ayer al Sistema de Evaluación Ambiental, SEA Magallanes. Se trata de un proyecto de inversión presentado por la Empresa Nacional de Petróleo, ENAP y que consiste en la reparación o recuperación de áreas que contengan contaminantes, que abarquen, una superficie igual o mayor a 10 mil metros cuadrados. Según la Declaración de Impacto Ambiental, DIA, el proyecto corresponde al saneamiento de 22 fosas, algunas de […]

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El 63% de la electricidad de la minería en Chile vendrá de renovables en 2023

Santiago de Chile, 19 ene (EFE).- El 63 % de la electricidad que en 2023 demandará la poderosa minería del cobre en Chile, el primer productor mundial del metal rojo, provendrá de energía renovables, según proyecciones publicadas este martes por la estatal Comisión Chilena del Cobre (Cochilco). “Las mineras han ido integrando energías limpias en sus operaciones e incluso algunas han renegociado sus contratos eléctricos para utilizar este tipo de suministro y a precios más convenientes”, explicó el ministro de Minería, Juan Carlos Jobet. Chile, que aglutina el 28 % de la producción mundial de cobre y que pese a […]

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Convertir la grasa comestible en gasoil, una nueva estrategia de las petroleras

La producción de diesel renovable está creciendo debido a los incentivos de los gobiernos. Muchos negocios apuestan a que los autos y camiones eléctricos e impulsados por hidrógeno jugarán un papel crítico en la lucha contra el cambio climático. Pero algunas compañías petroleras esperan que lo mismo suceda con la maloliente grasa de los restaurantes y los desechos de los rastros. Las compañías que refinan crudo para convertirlo en combustible cada vez más utilizan estos restos para hacer una versión renovable del gasoil que puede reducir significativamente las emisiones de gases invernadero de camiones, autobuses y equipo industrial sin requerir que los negocios […]

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Enersa financiará una nueva carrera en la UTN: de que se trata la propuesta

Enersa firmó un convenio para financiar la nueva propuesta académica de la Universidad Tecnológica Nacional, Regional Paraná. Se trata de la Tecnicatura en Operación y Mantenimiento de Redes Eléctricas. Cuándo comienza Enersa firmó un convenio educativo con la Universidad Tecnológica Nacional (UTN), Regional Paraná, para el financiamiento de la nueva carrera de Tecnicatura en Operación y Mantenimiento de Redes Eléctricas. Según detalló el decano de la institución, Alejandro Carrere, las inscripciones a la carrera abren el 1ero de febrero, el curso de nivelación iniciará el 22 del mismo mes y ya el 8 de marzo inician las clases. En este […]

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Ecologistas denuncian que faltan 850 tubos de gas de cloro en la planta de la ex Electroclor

Grupos ambientalistas del Cordón Industrial revelaron el faltante, en sintonía con una denuncia anterior del Taller Ecologista Grupos ambientalistas del Cordón Industrial denuncian el faltante de 850 tubos de gas de cloro, de una tonelada cada uno, que habrían sido enterrados en la ex fábrica Electroclor, en la planta de la Petroquímica Bermúdez, de la ciudad de Capitán Bermúdez, en el marco del hallazgo de otros mil, en una causa judicial que involucra al ex dueño de la firma, el empresario Sergio Taselli, y que fuera archivada por el ex fiscal regional de Rosario Patricio Serjal, publicó el portal La Nación. El faltante […]

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Continúa la tendencia alcista del petróleo

El barril de petróleo crudo cotizaba con subas en sus valores en los mercados internacionales de Nueva York y Londres. El crudo West Texas Intermediate (WTI), que opera en el mercado de futuros de Nueva York (Nymex), avanzaba 1% y se comercializaba a US$ 53,51 el barril en los contratos con entrega en febrero. En tanto, el petróleo Brent del Mar del Norte, que lo hace en el mercado electrónico de Londres (ICE), ganaba 0,75% y el barril se pactaba a US$ 56,32 pero en los contratos para marzo. Por su parte, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) informó que su […]

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La brasileña Petrobras negocia venta de una de sus refinerías al grupo Ultra

Río de Janeiro, 19 ene (EFE).- La petrolera brasileña Petrobras informó este martes que recibió una propuesta firme para venderle la refinería que opera en Río Grande do Sul, estado en el sur de Brasil y fronterizo con Argentina y Uruguay, al grupo brasileño de distribución de combustibles Ultra. La mayor empresa de Brasil informó en un comunicado enviado al mercado que el grupo Ultrapar Participaciones (Ultrapar) le hizo una “propuesta vinculante” por el control de la Refinería Alberto Pasqualini (Refap), ubicada en la región metropolitana de Porto Alegre, capital de Río Grande do Sul. La Refap tiene capacidad para […]

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TCI Gecomp anuncia proyectos de hidrógeno verde y energías renovables en Latinoamérica

TCI GECOMP, empresa creada en España y dedicada al diseño y construcción de plantas de energías renovables en varios países de Europa y América Latina, realizará una importante inversión en el sector de las energías limpias en Chile. 

Mario Gómez, quien es CEO de la entidad, además de Director de H2 Chile, la Asociación Chilena del Hidrógeno y miembro de la Asociación Española del Hidrógeno, brindó información sobre el rol del hidrógeno en dicho país, los proyectos a futuro y la fuerte apuesta que plantea TCI GECOMP. 

¿Cuál es el rol del hidrógeno en Chile?

Hay un tremendo interés en la economía del hidrógeno, soportado por varios factores que confluyen en un clima de optimismo y esperanza para convertir al país en líder mundial en la producción de hidrógeno verde. 

El principal factor es el trabajo de personas que llevan años apostando por esta tecnología. La Asociación Chilena del Hidrógeno, H2 Chile, a la cabeza, junto al Club de Innovación y el apoyo decidido del Gobierno, por convertir el hidrógeno en el nuevo cobre del país. 

Ello transforma a Chile en caso de estudio y ejemplo para muchos países que quieran aprovechar el nuevo modelo energético basado en el hidrógeno.

En el país hay proyectos de diferente rol, desde la producción de hidrógeno para fertilizantes, movilidad, explosivos, amoniaco, como combustible en diferentes procesos térmicos y químicos hasta la utilización del hidrógeno verde para almacenamiento de energía eléctrica.

¿Qué proyectos tienen en carpeta o en desarrollo desde TCI?

Queremos implantarnos como una de las mayores empresas de desarrollo y generación de hidrógeno verde en el mundo, intentado estar en toda la cadena de valor. Como ingeniería y consultoría tenemos contratados proyectos en Europa, África, Latinoamérica y abriendo el mercado en Japón. 

En España promovemos diez proyectos de generación de hidrógeno verde para movilidad mediante energías renovables, uno para fabricación de amoniaco. 

En Argentina estamos estudiando las posibilidades de la Patagonia y su potencial eólico para la obtención de hidrógeno. Y como consultoría nos encontramos en el diseño de la estrategia de hidrógeno verde para la compañía uruguaya-argentina Buquebus.

En Chile, por su parte, existe un proyecto de investigación, financiado por la Unión Europea, para el uso de electrolizadores con desalación de agua directa. 

Es un emprendimiento de generación de energía renovable e hidrógeno para la movilidad de cargas pesadas. Mientras que como consultoría contamos con tres proyectos de generación de hidrógeno asociadas a plantas fotovoltaicas menores de 3 MW para diferentes usos.

¿Cuál es su proyecto más ambicioso en este momento?

En Antofagasta, zona norte de Chile, desarrollamos un proyecto ambicioso de generación de hidrógeno verde llamado HOASIS. Se enmarca dentro de las necesidades futuras de consumo de hidrógeno verde para la zona donde se ubica, insertando un nuevo concepto de economía circular y creación de sinergias laterales.

HOASIS proyecta la mayor planta fotovoltaica del mundo en el lugar de mayor radiación solar del planeta, con una potencia instalada de 3 GW, asociada a una instalación de electrolizadores de 2,1 GW capaces de producir 102.000 toneladas de hidrógeno al año para dar servicio a los diferentes clientes de la región.

HOASIS podría suministrar el 100% del consumo de hidrógeno de la minería de Antofagasta en su proceso de descarbonización, estimado en más de 50.000 toneladas de H2 al año solo en el consumo de los grandes camiones CAEX. 

También tiene capacidad para la producción de 250.000 t/año de amoniaco mediante la instalación de una planta industrial y 440.000 t/año de Urea, que podría abastecer el 82% del consumo de Chile de este producto, actualmente 100% importado.

Proyecto HOASIS

Proyecto HOASIS – TCI prepara una de las mayores inversiones en las energías renovables

Otros clientes serían las hidrogeneras destinadas a la movilidad de cargas pesadas y de pasajeros, las industrias cementeras y químicas de la zona, además de tener capacidad para inyectar un porcentaje de H2 en las redes de gas existentes en la zona.

Pero HOASIS es mucho más. Para acelerar la confluencia con los precios competitivos, el proyecto propone crear una industria paralela que reciba servicios de la actividad principal, que en otros proyectos serían desechados. 

Hablamos del oxígeno, calor y energía eléctrica residual. Con estos ingredientes TCI diseñó un complejo sistema de Simbiosis Industrial, en el que se incluye la construcción de piscifactorías integradas en el sistema de Acuaponía asociadas a la creación de un área de cultivo en invernadero de 2.000 hectáreas. 

Siguiendo la traza de los productos, se creará una industria de manipulado y conservación de productos de invernadero y una planta de reciclaje de residuos agrícolas para generar energía eléctrica y calorífica además de compostaje para utilizar en otra área de cultivo de pistacho.

Este proyecto nació para demostrar que las previsiones de bajada de precios del hidrógeno estaban erradas y que, al igual que sucedió con las energías renovables, la exponencialidad del avance tecnológico y de la escalada industrial hará posible una economía basada en el hidrógeno varias décadas antes de lo previsto, hace tan solo unos meses.

¿Se puede pensar en una industria del hidrógeno para comercio internacional hacia 2030?

Ese objetivo puede llegar mucho antes, nos lo dice la evolución de los índices de precios objetivos del hidrógeno verde, que en tan solo doce meses han recortado su objetivo para el 2050 en quince años.

La industria marítima incluso o de transporte aéreo ya tienen proyectos de uso del hidrógeno en sustitución de los combustibles fósiles.

Chile tiene una previsión de negocio en hidrógeno de cinco billones de dólares para el 2025. Y para el 2030 ya tener una cifra de negocio en exportación de hidrógeno de dos billones y medio de dólares.

Por ejemplo, con la capacidad de producción de amoníaco de HOASIS a precios proyectados en su puesta en marcha, supondría un valor de exportación de unos cien millones de dólares anuales derivados del hidrógeno. 

A esto, por el valor añadido del proyecto, hay que considerar una producción agrícola de aproximadamente sesenta millones de dólares anuales más la producción de salmón por determinar.

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Inminente lanzamiento de la subasta de almacenamiento de energía con baterías en Colombia

Según pudo saber Energía Estratégica, la UPME está ultimando detalles para su lanzamiento. La obra, de 50 MW, tendría que estar terminada en junio del año 2022, de acuerdo a los prepliegos de licitación.

Cabe recordar que este proyecto de acumulación eléctrica a través de baterías de gran envergadura (por una potencia de 50 MW) en la ciudad de Barranquilla, Departamento Atlántico, busca estabilizar deficiencias del sistema eléctrico de esa zona, donde con cierta frecuencia suelen darse apagones.

A pesar que el lanzamiento de la subasta se demoró más de lo pretendido por las autoridades gubernamentales, es probable que la fecha límite de entrada en operación del proyecto no sea modificada y quede para el 30 de junio del año 2022.

Hemberth Suárez Lozano, socio fundador de OGE Legal Services, explica que UPME socializó los principales aspectos a tener en cuenta para el contexto energético colombiano durante el período 2020-2050.

  • Existen 3 retos que serán metas que son: la descentralización, descarbonización y la digitalización energética.
  • Creación de nuevos agentes.
  • Convergencia fomentando la participación ciudadana y así generar un sector incluyente.

El proceso

El 18 de mayo del año pasado, el Gobierno de Colombia publicó los prepliegos de licitación (ver documentación) de la SAEB. Lo sometió a consulta pública hasta el 19 de junio pasado, donde participaron 56 empresas con más de 600 comentarios.

Este proyecto será el primero de Colombia (y de Latinoamérica) donde se haya instalado un conjunto de baterías por 50 MW para estabilizar el sistema eléctrico de una zona.

¿Con renovables?

Durante este último tiempo, a nivel mundial, se están desarrollando proyectos de energías renovables no convencionales, como energía eólica o solar fotovoltaica, con soporte de baterías.

En ese sentido, ¿el proyecto que está diseñando Colombia podría complementarse con renovables de este tipo? En una entrevista concedida a Energía Estratégica en septiembre del año pasado, Miguel Lotero, Viceministro de Energía de Colombia, consideró que sí.

“Creemos que nuestra red puede obtener muchísimos beneficios con la entrada de renovables y el aporte de los sistemas de almacenamiento”, destacó el funcionario.

Y se comprometió: “a partir de este proyecto, creemos que hay que seguir avanzando y que los sistemas de almacenamiento juegan un papel importantísimo en la incorporación de renovables: sobre todo porque mitigan la variabilidad”.

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Opinión: La CRE no picha, ni cacha, ni deja batear

Desde el inicio de la pandemia por el virus COVID-19 los participantes privados en los mercados de hidrocarburos y electricidad han visto progresivamente retrasos mayores a los acostumbrados por parte de la Comisión Reguladora de Energía en la contestación de trámites, y es que la epidemia les ha caído “como anillo al dedo” para favorecer a dos competidores PEMEX y CFE.

El pasado lunes 18 de enero del 2021, se publicó un acuerdo en el Diario Oficial de la Federación (DOF) donde se suspenden los plazos (obligatorios por ley) de dar respuesta a los trámites que impulsan el dinamismo económico, como, por ejemplo, la obtención de permisos y registros para hidrocarburos y electricidad.

La CRE se reserva el derecho a cumplir con los plazos y términos que ellos consideren necesarios y por supuesto los indispensables son y serán los de CFE y PEMEX.

El Acuerdo de suspensión de actividades estará en vigor hasta que las autoridades en materia de salud consideren que es seguro volver a la “normalidad”.

Claramente es una evasiva para retrasar a los particulares privados y una estrategia política para impulsar las reformas que pretenden eliminar la autonomía de los Órganos Reguladores en Materia Energética.

Todo México se encuentra luchando, innovando y resolviendo los nuevos retos del trabajo en el contexto de la pandemia, ¿No debería la CRE estar enfocado en lo mismo? 

Fácilmente podrían estar trabajando desde sus hogares, utilizando todas las herramientas tecnológicas para cumplir con su deber y respetar el legítimo esfuerzo de los particulares.

Y es que no es exclusivo de la CRE, también la Secretaría de Energía (SENER) “suspendió plazos y términos” desde el inicio de la pandemia, y el pasado 18 de enero un juzgado le otorgó la suspensión en favor de un permisionario en el que obliga a la SENER a definir y estudiar el otorgarles o no nuevamente la renovación de sus permisos de importación de combustibles.

6 meses de juicio para que la autoridad judicial se defina sobre un acto que es claramente arbitrario y en contra de la libre empresa y la libertad de emprender en México.

La ventaja de dicha resolución del juzgado es que abre una posibilidad a todos los que se encuentren en situaciones similares con la CRE, ya que, si todo México está en un esfuerzo nunca antes visto por continuar virtualmente con el dinamismo económico, lo debido es que la autoridad haga lo mismo.

La CRE, para los permisionarios y usuarios funciona a través de su Oficialía de Partes Electrónicas (OPE), muy pocas veces o casi nunca se interactúa con el personal administrativo. Todo es digital y virtual, únicamente hay contacto cuando se entrega la documentación original que soporte la presentada digitalmente. ¿No sería más fácil un procedimiento de desinfección de los expedientes? ¿O ampliar los plazos y términos de respuesta?

En realidad, no existen pretextos para frenar los plazos y términos que demanda la Ley a la CRE, únicamente la intención de paralizar a la competencia de CFE y PEMEX, dos empresas que en sus últimos dos, han resultado en pérdida de ingresos e impuestos de todos los mexicanos.

Si a esto se le suma las intenciones por parte del Gobierno Federal de centralizar las instituciones. Todo hace sentido.

Y en ese punto, existe una gran diferencia entre Estado y Gobierno.

Como generación, toca defender a las Instituciones del Estado contra el poder y las intenciones centralistas del Gobierno Federal.

En México ha costado esfuerzos enormes de generaciones completas para lograr la autonomía de los organismos y su funcionamiento institucional, por ejemplo, el Banco de México, El Instituto Nacional Electoral, solo por mencionar algunos. Todas criticables en su desempeño al igual que el Gobierno. Pero ambos indudablemente son pilares fundamentales de la economía y la democracia mexicana.

Esto se da en medio de la trama electoral más importante en la historia de México, volviéndose fundamental el uso del voto para la legítima defensa de las Instituciones y no permitir que se las lleve el “diablo” y que el mismo, nos regrese al siglo pasado, al México de un solo hombre, de un solo partido.

Si a esto le sumamos el despido injustificado de más de 200 trabajadores que formaban parte del equipo, se mandan señales de ineficiencia e ineficacia viendo que conviene detener y que no en favor de CFE y PEMEX.

La CRE es un organismo que tiene superávit en sus ingresos por parte de los permisionarios que anualmente cumplen con su pago de derechos y aprovechamientos para su correcta operación.

Es decir, la CRE no es uno de esos organismos costosísimos y neoliberales que saquean a la nación.

Lo que, si es que es el encargado de regular los mercados y sus a participantes incluidos CFE y PEMEX, no para beneficiar a unos y otros, por eso su autonomía, para equilibrar el libre mercado y la competencia. 

Actualmente existen movimientos por parte de la sociedad civil organizada por salvaguardar y defender la autonomía de la CRE. 

Pero todos los días vemos un gran esfuerzo por desmantelarla poco a poco. Si le quitan los pelos a la burra de uno en uno, seguro que no rebuzna.

La CRE es un Organismo Autónomo enfocado en crear las condiciones para que la sociedad pueda generar riqueza y bienestar a través de los recursos energéticos de nuestro país de forma ordenada. 

Se limita el accionar de los monopolios públicos para favorecer el crecimiento del sector. 

En otra entrega se hablará sobre la inmoralidad y deslealtad de los monopolios en los negocios al eliminar la competencia de facto y quitar excedentes a los consumidores.

El empresariado mexicano siempre defenderá, impulsará y representará los legítimos intereses y derechos de las PYMES para que los mexicanos cuenten con una CRE realmente autónoma en la toma de decisiones. 

Enfocada en el beneficio de la libre competencia, limitando las prácticas monopólicas de la CFE y PEMEX.  A México no le sirven barreras de entrada para nuevas empresas que apuestan su capital para lograr la creación de más y mejores oportunidades de empleos dignos.

En los últimos dos años todo lo privado es abusivo y lo público benévolo. Esta administración federal no se da cuenta de quienes son los que generan la riqueza y las oportunidades de trabajo para el pueblo “bueno y sabio”.

Repito una frase de Winston Churchill que explica y resume la visión del Gobierno Federal “miran al empresario como un lobo depredador que hay que abatir, otros los consideran como a la vaca que hay que ordeñar y muy pocos lo ven como el caballo que tira del carro”.

Durante la peor crisis en la historia de México se siguen experimentando acciones contrarias al trabajo de los mexicanos, “ni pichan, ni cachan, ni dejan batear”. No ha habido apoyo en términos fiscales y laborales en lo más mínimo para salvar los empleos perdidos por la pandemia.

Los esfuerzos deben de estar enfocados en la recuperación económica que solamente es viable a través del empresariado.

Este año, los mexicanos tienen la oportunidad de manifestar a través de su voto, el proyecto de nación que impulse a México a sus niveles reales de bienestar económico y social en las elecciones más grandes de su historia.

Por lo que se hace la invitación a tener vigente la credencial de elector e incitar a más mexicanos a que se involucren en las propuestas de los candidatos y hagan valer su derecho a votar.

México no es un país de un solo hombre e históricamente eso limitó que México alcanzara su verdadero potencial económico y social. La actual Administración Federal debe de favorecer el equilibrio en las democracias para su buen funcionamiento, objetivo principal de las instituciones autónomas del Estado y no del Gobierno.

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¿Cómo funcionarán este año los certificados de energías limpias en México?

Como ya se ha visto en las últimas semanas, las renovables continúan por un camino marcado de obstáculos en México. Las medidas tomadas por la administración actual, el cambio de Gobierno en Estados Unidos y las próximas elecciones federales en el país generan incertidumbre en el sector. 

Por un lado están las empresas privadas que quieren generar con energías renovables. Y por otro lado el gobierno busca rescatar centrales que operan con fuentes fósiles y que manejan políticas que limitan la entradas de nuevas energías limpias, según especialistas del ámbito.  

Alberto Campos, Energy Manager en Edison Energy, dialogó con Energía Estratégica y analizó la situación actual en México en materia de renovables y los Certificados de Energías Limpias (CEL), es decir, los títulos emitidos por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) que acreditan un monto determinado de producción de energía eléctrica a partir de energías limpias.

“El mercado de CEL està porque finalmente hay una obligación para 2022. El año pasado tendría que haber salido la obligación para 2023, pero no salió, argumentando que había y continúa una pandemia”, explicó. 

Sin embargo, la asunción de Joe Biden a la presidencia de Estados Unidos podría modificar las reglas del juego de manera positiva para las renovables debido a que “hasta el miércoles pasado las políticas energéticas de México y Estados Unidos estaban alineadas en el mismo sentido, dado que Donald Trump no era pro energías renovables ni creía en el cambio climático”. 

“Ahora, con el gobierno de Joe Biden, que está muy enfocado en las renovables, debemos ver un cambio. También creo que se buscará que se respeten las inversiones extranjeras”, aseguró Campos. Es decir, que se acaten los términos dado que hay muchos negocios de EEUU y se les está poniendo trabas. 

Cabe recordar que Andrés Manuel López Obrador en varias ocasiones aclaró el apoyo, fomento y potenciación a las centrales hidroeléctricas del país, que en su mayoría son parte de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y pocas privadas. 

“Si se repotencian esas centrales en términos de lineamientos, podrían obtener certificados de energías limpias, lo que derivaría en mayor producción y en la disminución del precio del CEL, que hoy en día está entre 10 y 12 dólares”, afirmó el Energy Manager en Edison Energy. 

Sin embargo, también destaca que “cada año el requisito incrementa, entonces implica un aumento de la demanda de certificados”.

Y calcula que “el precio irá bajando un poco este año”.

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Trina Solar aportará módulos fotovoltaicos «Parque Solar Girasol», uno de los más grandes del Caribe

Trina Solar, proveedor líder mundial de soluciones integrales de energía inteligente y fotovoltaica, anunció su participación en la construcción del Parque Solar Girasol de República Dominicana, que será uno de los más grandes del Caribe. La compañía proveerá 268,200 módulos TSM-DEG17M de 430/450 Watts de doble cristal a la instalación, que tendrá una capacidad total de 120 megawatts y cuyo inicio de operaciones se proyecta para marzo de 2021. El desarrollo de la central está a cargo de la Empresa Generadora de Electricidad Haina, S.A. (EGE Haina), la cual adjudicó los servicios de construcción, ingeniería y abastecimiento a la española Elecnor.

En el ambiente húmedo y caluroso de República Dominicana, en la provincia de San Cristóbal, municipio Yaguate, se desarrolla el este parque solar con una inversión de parte de EGE Haina que ronda los 100 millones de dólares.

El nombre del proyecto Parque Solar Girasol se definió así para hacer referencia al sistema de rastreadores solares (también llamados trackers) con que contará. Estos seguidores giran 104 grados durante doce horas al día en función del desplazamiento del sol, para garantizar un mayor aprovechamiento de su radiación, lo que se traducirá en un aumento de la capacidad efectiva de la planta.

La instalación estará compuesta por 268,200 módulos fotovoltaicos, 28 inversores de 3.8 megawatts cada uno y rastreadores solares. Se espera que en su primer año de operaciones el Parque Solar Girasol produzca alrededor de 240,000 megawatts hora, lo que equivale a proveer de energía eléctrica a 130,000 hogares dominicanos.

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“Poder participar de un proyecto de esta magnitud, aportando nuestra tecnología de vanguardia nos da mucho orgullo”, afirma Álvaro García-Maltrás, Director General para América Latina y el Caribe de Trina Solar,  “tomando en cuenta que las condiciones locales de temperatura y humedad son un gran reto para el mismo. Este es el mayor proyecto de la isla pero no será el último, atendiendo  a la información compartida por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), podría alcanzar tres Terawatts por hora, a partir de una capacidad instalada total de 1.9 Gigawatts que se tiene contemplada hacia 2030”.

”Para elegir los módulos fotovoltaicos del proyecto, éstos fueron sometidos a un proceso de precalificación por parte de EGE Haina y de acuerdo con el resultado obtenido, el producto TSM-DEG17M de 430/450 Watts de Trina Solar fue seleccionado por ofrecer una alta eficiencia de 20.4%, combinada con tecnologías de doble vidrio, garantizando un largo ciclo de vida y mayor generación de energía, lo que aumenta la confiabilidad y resistencia del producto en ambientes más extremos”, señala José A. Rodríguez, Director de Desarrollo de EGE Haina. El nuevo parque solar forma parte del plan estratégico de esta empresa que se propone desarrollar 1,000 megawatts de capacidad de energía renovable al 2030.

El proyecto Girasol generará cientos de empleos en su fase de construcción. Además de contribuir al desarrollo sostenible de las comunidades donde tiene presencia EGE Haina, colaborando con las autoridades e instituciones locales en proyectos como centros de atención primaria de salud, canchas deportivas, parques recreativos, y aportaciones a hospitales y organismos de socorro de la zona.

“Nuestro compromiso es con una vida más sustentable. Estamos invirtiendo cada vez más en Investigación y Desarrollo para seguir contribuyendo con nuestra tecnología para el futuro de la energía”, finaliza García-Maltrás.

Acerca de Trina Solar (688599. SH)

Fundada en 1997, Trina Solar es el proveedor líder mundial de soluciones integrales de energía inteligente y fotovoltaica. La empresa se dedica a los rubros de Productos Fotovoltaicos, Investigación y Desarrollo, Fabricación y Ventas; Desarrollo de Proyectos Fotovoltaicos, Ingeniería, Suministros y Construcción (EPC), Operaciones y Mantenimiento (O&M); Desarrollo y Ventas de Sistemas Complementarios Inteligentes de Microredes y Multienergía, así como Operación de la Plataforma de Nube de la Energía.

En 2018, Trina Solar lanzó la marca Energy IoT (Internet de las Cosas Energéticas), estableció la Alianza de Desarrollo Industrial Trina Energy IoT junto con empresas líderes e institutos de investigación en China y en todo el mundo, y fundó el Centro de Innovación Industrial New Energy IoT. Con estas acciones, Trina Solar se compromete a trabajar con sus socios para construir el ecosistema de IoT de energía y desarrollar una plataforma de innovación para explorar New Energy IoT, mientras se esfuerza por ser un líder en energía inteligente global. En junio de 2020, Trina Solar cotizó en el Mercado STAR de la Bolsa de Valores de Shanghai. Para más información, visite https://www.trinasolar.com/lac  

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El fabricante chino GoodWe confirma su desembarco al mercado de baterías de litio

En 2010, muy pocos profesionales de la industria solar habían oído hablar del nombre ‘GoodWe’. Sin embargo, en menos de una década, la compañía se ha convertido en una potencia icónica en la industria del almacenamiento solar en rápida expansión.

El Dr. Javier González Garza, de GoodWe México comentó sobre el movimiento de la empresa.

“Nuestro éxito en Europa, donde la demanda de inversores de almacenamiento es alta, se replicará en toda América Latina, donde se espera que el mercado crezca de manera constante durante los próximos cinco años», expresa.

Y agrega que «estamos clasificados como número uno a nivel mundial en términos de volumen de ventas de inversores de almacenamiento solar, por lo que nuestra entrada en el segmento de baterías fue un movimiento que algunos analistas habían anticipado, ya que representa una progresión natural en la trayectoria de la compañía para convertirse en un líder en tecnología limpia ”.

Desde su cotización en bolsa en septiembre, la compañía ha anunciado grandes inversiones en nuevas instalaciones de producción, centros de I + D y aplicaciones de gestión de energía mientras se prepara para desarrollar productos innovadores que se espera que sean noticia en 2021.

La reciente entrada en el segmento de baterías, ahora convierte a GoodWe en un competidor temido en la industria de almacenamiento solar, así como en proyectos de energía más grandes en Latinoamérica con su arsenal de productos que ahora rivaliza con los nombres más importantes de la industria.

Para saber más visite: https://en.goodwe.com/news/198-introducing-goodwe-lynx-home-battery-series.asp

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Hidroeléctrica + distribuida: la combinación que promete crecimiento de las renovables en Ecuador

La combinación de grandes hidroeléctricas con pequeñas instalaciones de generación distribuida renovable sería una alternativa interesante por explotar en Ecuador. Así lo consideró Eduardo Rosero, presidente de la Asociación Ecuatoriana de Energías Renovables y Eficiencia Energética (AEEREE).

“Tenemos la ventaja de la flexibilidad de un sistema hidroeléctrico robusto que alcanza de momento una cobertura entre el 85 y 90 % a nivel nacional”, introdujo el titular del gremio ecuatoriano más representativo de las ERNC.

Desde la lectura de este referente empresario, aquella capacidad hidroeléctrica podría ser el apoyo perfecto para un crecimiento ininterrumpido de las energías renovables variables, fundamentalmente aquellas que no requieren de inversiones adicionales en infraestructura y que están en los lugares de consumo: la generación distribuida.

“Toda la generación distribuida por fuentes renovables ayudarán al almacenamiento de agua en los embalses hidroeléctricos para que este potencial pueda ser usado posteriormente en la hora pico a un costo mucho menor que si usásemos energía térmica en el mismo período de tiempo”, reflexionó.

¿Las energías renovables podrán seguir aumentando en Ecuador bajo aquella lógica? Sí, inclusive la planificación del Gobierno a largo plazo podría coincidir con el crecimiento del mercado renovable en utility scale y segmento de generación distribuida. 

Esta alternativa propuesta va en línea con la descarbonización de las economías tan reclamada para esta década que comienza.  

Dentro del Plan Maestro de Electrificación, ya están previstos 2000 MW de potencia provenientes de hidroeléctricas que deberían iniciar operación comercial entre 2022 y 2027. 

Sobre aquellas, Eduardo Rosero tuvo sus recaudos al apoyarlas.

“En la última década se realizaron importantes inversiones por parte del Estado para aumentar la capacidad instalada hidroeléctrica y estas significan un enorme esfuerzo del presupuesto general del Estado y compromisos de deuda a largo plazo que no están contemplados en la fijación del costo normativo o pliego tarifario vigente”, advirtió.

Y ejemplificó: “tomando la documentación de la extinta Agencia de Regulación y Control de la Electricidad del año 2018, en donde la dirección de regulación económica de la Agencia determinó en su análisis que para el año 2018, la diferencia monetaria entre el costo total real de la electricidad vs. costo normativo aprobado para ese año era de 1250 millones de dólares”. 

“Es decir, la tarifa normativa vigente de 9.25 ctv/kWh en ese año fue subvencionada en alrededor de 6 ctvs/kWh y su costo real debería estar 15,4 ctvs/kWh, esto es cuando se incluyen todos los costos de inversión para expansión, costos variables de producción de centrales térmicas sin subsidios, costos de financiamiento, capital e intereses de los créditos adquiridos para la expansión de la generación, que son cargados directamente en el Presupuesto General del Estado y pagados por el Ministerio de Finanzas.

Si se toman en cuenta estos valores reales que el estado está incurriendo para dotar de electricidad al país, entonces es lógico que se priorice a la Generación Distribuida y más si es por fuentes renovables no convencionales como posibilidad de expansión y modelo de negocio exitoso involucrando la participación e inversión del sector privado. La generación distribuida inclusive debería ser parte en la modelación en el plan maestro de electricidad y sus actualizaciones”.

De aquel análisis se desprende entonces que quienes podrían eventualmente acompañar la nueva generación hidroeléctrica a gran escala podrían ser pequeños techos solares distribuidos en todo el territorio nacional. Ahí todavía queda camino por recorrer, principalmente vinculado al marco regulatorio que promueva la generación distribuida. 

“Vemos con optimismo la intención del Gobierno y sus autoridades principales en impulsar las regulaciones de generación distribuida tanto para autoconsumo así como para inyección y comercialización en la red”.

“La Asociación contribuyó de forma activa en la formulación de observaciones para dichas regulaciones, algunas de las cuales han sido acogidas favorablemente por el equipo técnico que dirige la elaboración”, aseguró Eduardo Rosero

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Patricio Molina fue designado gerente de la federación de cooperativas eléctricas de Chile

Patricio Molina es Ingeniero Civil de Industrias, especialidad en Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Chile y cuenta con un Magíster en Ciencias de la Ingeniería, especialidad en Sistemas Eléctricos en la misma casa de estudios, además de un Diplomado en Energías Renovables No Convencionales en la Universidad de Chile.

El profesional cuenta con más de 22 años de experiencia en el sector eléctrico, adquirida mediante funciones desarrolladas, tanto en las empresas Compañía General de Electricidad S.A. (CGE), Empresa Eléctrica Emec S.A. (EMEC) y Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A. (CONAFE), como en los organismos públicos Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) y Comisión Nacional de Energía (CNE), lo cual le han permitido contar con sólidos conocimientos técnicos y económicos en las diversas temáticas de los distintos segmentos del sector eléctrico (Generación – Transmisión – Distribución).

De igual forma, ha participado y liderado varios proyectos y equipos de trabajo en diferentes ambientes y niveles de exigencia.

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RedEG y ACERA presentan alianza por iniciativa de equidad de género, diversidad e inclusión

La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento, ACERA AG., tiene un compromiso con la equidad de género, la diversidad e inclusión. Es por esto que cuando la RedEG presentó el HUB EG DI (Equidad de género, diversidad e Inclusión) no dudó en sumarse y concretar una alianza de colaboración con la iniciativa.

Una de las acciones definidas para ampliar el conocimiento sobre la iniciativa, fue la presentación del HUB a las socias y socios de ACERA, además de otras empresas de la industria relacionadas con la materia. Al respecto, la directora ejecutiva de RedEG, Lilian Denham Martini, comentó que “estamos muy felices de convocar al sector de las energías renovables para fortalecer las diversas iniciativas en materia de género, e incentivar a las futuras generaciones para que formen parte de la actividad Industrial Regional”.

Esta iniciativa es el ecosistema social, económico y empresarial de la RedEG, diseñado como acelerador de soluciones y acciones transformadoras a nivel nacional, donde diversos actores se unen para implementar iniciativas de alto impacto y dar respuesta a los desafíos y desigualdades que experimentan las personas de los grupos de la diversidad y acorde a cada región del país, agrupados por Zona Norte, Zona Central y Zona Sur. Siendo el primero con foco en la región de Antofagasta.

El HUB, que busca visibilizar el valor de la mujer y los grupos de la diversidad, también contó con la participación del director ejecutivo de ACERA, Carlos Finat y un saludo al cierre del seremi de Energía de la región de Antofagasta, Aldo Erazo.

“Es valorable la alianza que concretan ACERA y RedEG, orientada a generar el primer HUB de equidad y diversidad que permitirá generar acciones como la creación de la red regional de profesionales que contribuyen a fomentar y promover la partición femenina y grupos de la diversidad en industrias masculinizadas como lo es la energía, pero, además, considerando las capacidades y realidades de cada región. Felicito a ambas organizaciones por generar un trabajo sinérgico y proactivo por avanzar en materias tan significativas como lo es el género y la inclusión de la diversidad”, señaló el seremi.

Por su parte, el director ejecutivo de ACERA, Carlos Finat, comentó que “desde ACERA siempre hemos mantenido un compromiso más allá de las ERNC. Trabajamos por la sustentabilidad, por el cuidado del medio ambiente, la relación con las comunidades, como también por la equidad de género, la diversidad y la inclusión en la transición energética, por lo que esta alianza nos hace mucho sentido. Adicionalmente, creemos que es muy importante descentralizar el trabajo y expandirlo a regiones, sobre todo a una región tan relevante para la industria de las energías renovables como es la de Antofagasta”.

Este HUB es abierto a todas las empresas regionales que desean contribuir con acciones concretas en la agenda de Diversidad e Inclusión.

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Se asienta la versión de un inminente cambio en la presidencia de YPF

Las versiones referidas a la salida de Guillermo Nielsen de la presidencia de YPF cobraron otra vez fuerza en las últimas horas (esta vez vía Econojournal)  e incluyeron la estimación de que sería inminente.  Habrá que esperar hasta la muy próxima reunión del Directorio.

Voceros de la compañía consultados por E&N se limitaron a señalar que el directivo “no ha renunciado al cargo”, y los intentos de contactar al propio Nielsen  para consultarle sobre esta cuestión  resultaron infructuosos ante el corte reiterado de las llamadas realizadas por el receptor en la tarde-noche del martes 19. Así las cosas, sólo faltaría la formalización.

En el ámbito energético, en tanto,  se sigue el tema con atención habida cuenta que se trata de una empresa con mayoría accionaria estatal, y es la principal petrolera integrada del país.

Un cambio del presidente de la compañía no sorprende y ya circula la versión de que el actual diputado nacional, ex senador, y ex vicegobernador de Santa Cruz (2015-2019), Pablo Gonzalez , ocupará dicho cargo. Nielsen, en tanto, volvería ejercer de embajador.

Nielsen preside YPF desde diciembre de 2019.  Ducho en economía y finanzas pero no en petróleo y derivados,  la gestión operativa de la energética está a cargo del CEO  Sergio Affronti,  considerado “un Ypefiano”,  que retornó a la empresa el año pasado.

 YPF atraviesa un proceso de reestructuración de deudas por unos 6.600 millones de dólares que podría ser arduo a juzgar por algunos acreedores internacionales.

 Tenedora de un muy importante banco de datos geológicos de la Argentina onshore y offshore, YPF procura recuperar su perfil como principal productora de petróleo y gas, tanto en reservorios convencionales como en no convencionales, para abastecer al mercado interno y para exportar.  La reciente licitación en el marco del Plan Gas Ar la tuvo como principal protagonista.

También es principal en el refino y la comercialización de combustibles, en el rubro petroquímico, y ha sumado actividad en la producción de energía renovable eólica.

Una sintonía fina en los principales cargos de conducción de la compañía sería el mejor escenario para lograr tales objetivos.

SM

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Guillermo Nielsen dejaría de ser el presidente de YPF en los próximos días

Guillermo Nielsen dejaría en los próximos días la presidencia de YPF, cargo al llegó durante los primeros días del gobierno de Alberto Fernández, en diciembre de 2019. Así lo aseguraron a EconoJournal tres fuentes privadas y gubernamentales sin contacto entre sí. Contactado por este medio, Nielsen declinó de realizar comentarios, pero no negó la información.

La gestión de Nielsen en YPF estuvo jaqueada por la pandemia, que complicó la inserción dentro del mundo ypfiano.

Aún restan definir los plazos y los procesos de salida, pero es una decisión que ya está lanzado”, explicó un empresario petrolero que conoce los entretelones de la decisión.

“Nielsen, por su parte, podría seguir su carrera política en el área diplomática del gobierno, más precisamente en alguna embajada, aunque su destino no está definido.

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CGC realizará un pozo para estudiar la roca madre Palermo Aike

La petrolera CGC avanzará este año en un pozo exploratorio destinado al estudio de las particularidades de la formación. Según los geólogos, en Palermo Aike podría haber un acumulado de 160 TCF (trillones de pies cúbicos), un valor que sólo es superado por Vaca Muerta con 220 TCF y Los Molles, también en la Cuenca Neuquina, con 190 TCF. Entre las once formaciones shale del país está Palermo Aike, una de las rocas madre de la Cuenca Austral. La misma concentra la atención de los especialistas por el enorme potencial que se cree que posee. Según los geólogos, en Palermo Aike podría haber […]

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BICE y Banco Nación: Bioenergías plantean al Gobierno facilitar financiamiento de proyectos renovables

Las licitaciones públicas del Programa RenovAr aún tienen contratos pendientes o proyectos que se encuentran en stand by. Los proyectos proyectos adjudicados demorados reclaman al Gobierno alguna herramienta de financiamiento para reactivar su construcción. Las subastas de energías renovables del Programa RenovAr aún tienen contratos pendientes que abarcarían alrededor de 2000 MW en potencia instalada. Uno de esos emprendimientos es el de Biotérmica Las Lomitas S.A., adjudicado durante RenovAr 2 en la zona central de la provincia de Formosa, más precisamente en el departamento de Patiño. Dicho proyecto comenzó la construcción hace más de un año, pero sufrió la caída del […]

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La demanda crecerá y estimulará la oferta en el 2021

Un informe estima que la demanda de petróleo crecerá durante el 2021. Estados Unidos tendrá un control mas estricto sobre la producción de esquisto y la OPEP retomará su papel tradicional en el mercado mundial. Según el veterano Dabid Messler, el precio del petróleo tiene grandes chances de continuar subiendo durante el 2021. En relación con los ultimos movimientos alcistas, el actual consultor y jubilado de la industria petrolera, consideró que “el crudo se vio impulsado por la disminución gradual de la producción y los inventarios de esquisto de Estados Unidos… (que) elevaron el WTI hasta los U$S 50”. A […]

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¿Para qué sirve realmente el Plan Gas 4? Una mirada optimista de largo plazo

La principal consecuencia del PG4 es que, a diferencia del Plan Gas 1 o la Resolución 46, este contiene elementos que estimulan la contractualización a mediano plazo entre la demanda residencial y los productores domésticos Por Pablo Rueda, socio Martínez de Hoz & Rueda La Argentina se distingue de sus países vecinos en cuanto a que el porcentaje de penetración del gas natural en su matriz energética es de aproximadamente un 25%, comparado, por ejemplo, con un 2% de Brasil.  Esta alta penetración se debe principalmente a su extensa red de distribución residencial, comparable con los países más desarrollados en gas […]

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Seis claves para Vaca Muerta en el 2021

Los temas que serán centrales para saber qué tipo de producción habrá en el shale y qué actividad económica será posible en el resto del año. Vaca Muerta atraviesa su mejor momento en toda la pandemia, lo que no implica otra cosa que una opción de salida de una pesadilla. La llegada de nuevos perforadores propone un escenario de expectativas para miles de petroleros de la Cuenca Neuquina y para el resto de la economía. Se sabe: Neuquén depende en casi un 40% de los recursos directos que dejan el petróleo y el gas. Y al mismo tiempo, otros miles de neuquinos dependen de forma […]

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Petroleros paran YPF por “falta de inversión”

La medida comenzó esta mañana en cada lugar de trabajo con retención de actividades. El secretario general de Petroleros Privados, Claudio Vidal, aseguró que la empresa “tiene una deuda importantísima con lo santacruceños, en la gestión anterior de con el mandato de Macri se llevó a cabo el ajuste y por ser de Santa Cruz nos castigaron”. Y disparó: “Creo que se tenía que terminar con un nuevo gobierno” en la jornada de hoy. La medida comenzó esta mañana en cada lugar de trabajo con retención de actividades. El secretario general de Petroleros Privados, Claudio Vidal, aseguró que la empresa […]

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Sin respuestas para la crisis energética

El año 2021 muestra un inicio muy complicado en varios frentes; pero los problemas energéticos no resueltos en los últimos 20 años vienen ahora recargados y los errores de gestión son indisimulables. El síntoma más grave de la crisis energética que atrapa al gobierno está en la economía del sector. Los “subsidios energéticos” crecieron en 2020 –medidos en pesos- más del 100 %, en un país en el que las tarifas están congeladas, la pobreza supera el 45 % y la inflación fue del 35% anual. Medidos en dólares según datos consignados en el Informe de Tendencias Energéticas del IAE […]

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Litio, la oportunidad energética de Jujuy

La provincia cuenta con una capacidad de producción de 17.500 toneladas anuales. Se espera que a mitad de año comience a operar otro proyecto que producirá unas 22.500 toneladas más. El innegable potencial que tiene el litio en la transformación energética hacia la que se dirige el mundo y el proyectado salto en la demanda que se prevé para los próximos años significan una gran oportunidad para el desarrollo minero en el norte argentino. El petróleo blanco, como se suele referirse a este mineral, se presenta como un elemento clave para el almacenamiento de energía, impulsado por la electromovilidad, y gana […]

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Darío Martínez visitó Cutral Co donde le presentaron diversos proyectos de energía

El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, visitó al intendente de Cutral Co, José Rioseco; ambos funcionarios mantuvieron una jornada de trabajo en la que se presentaron diversos proyectos de energía para desarrollar en dicha localidad. “Para mí, es un honor poder venir acá al suelo neuquino donde se viene apoyando la inversión público- privada desde hace tiempo, haciendo una sinergia entre el gobierno municipal y los sectores de la industria que quieren apostar y veo claramente, las respuestas que hay desde la gestión. Y eso, es muy positivo”, expresó Darío Martínez. Martínez acompañó al intendente en un […]

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Ranking de empresas de hidrocarburos de Brasil tras desinversiones de Petrobras

El programa de desinversión de la estatal Petrobras ha provocado cambios en el ranking de producción de petróleo y gas de Brasil. Según los últimos datos del regulador ANP, Petronas, Trident Energy y Karoon ocupan el octavo, noveno y décimo puesto entre los mayores productores de noviembre con 43.134bep/d, 20.807bep/d y 15.412bep/d, respectivamente. Un año antes, Enauta, Sinochem y Total E&P do Brasil estaban en esos lugares. De las tres compañías, solo la última se mantuvo entre los 10 principales productores en la última clasificación. La filial local de la firma francesa se situó en la quinta posición, detrás de Petrobras y sus 2,58 millones de barriles equivalentes de petróleo […]

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Bancos presionan a la petrolera Medanito para cobrarle u$s 80 millones de deuda

Credit Suisse, administrador del crédito, le envió una nota a la empresa, en la que le exige el pago del préstamo, otorgado en 2017. Es días después de que la compañía, que busca salir del default, le vendiera activos a un fondo chileno e hiciera una oferta de canje por sus ON La petrolera Medanito encontró un inesperado obstáculo en su largo y sinuoso camino de salida del default. Credit Suisse, agente administrativo de un préstamo sindicado de u$s 80 millones, presiona por cobrar ese crédito, otorgado en octubre de 2017. “El agente administrativo puso en conocimiento de Medanito que, de acuerdo a su entender, hubo […]

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Mucho tiempo, alto costo y poca potencia

El 8 de febrero de 2014 en Lima Provincia de Buenos Aires, Argentina dio un gran paso para reafirmar su capacidad para el desarrollo y puesta en marcha de centrales nucleares, con el inicio de la construcción del primer reactor de potencia íntegramente diseñado y construido en el país. La obra se había iniciado en 2011, pero como avanzó muy poco puede aceptarse la fecha mencionada como la del inicio de la construcción. Después de casi siete años, con el prototipo sin terminar, debemos concluir que el país no consiguió lo que se proponía y tenemos que recapacitar si vale […]

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Naturgy producirá gas 100% renovable

Naturgy está ultimando la puesta en marcha de la primera instalación para inyectar gas 100% renovable procedente de un depósito controlado de residuos -conocido como Elena– a la red de distribución de gas, que se encuentra en el Parque de la Alba, en Cerdanyola de Vallès (Barcelona). Esta instalación supone un “doble beneficio”, tal y como ha subrayado el consejero delegado de Nedgia, la compañía de distribución de gas de Naturgy, Narcís de Carreras, este lunes en la visita del sitio, ya que, por un lado, aprovecha los residuos en un recurso energético y, por otro, evita la emisión a la atmósfera de 2.500 […]

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Abinader confirmó que licitará cuatro parques de energías renovables este año en República Dominicana

La semana inició con buenas noticias para el sector de las energías renovables. En República Dominicana, el presidente Luis Abinader habló de las bondades de la tecnología y cómo ayudarán a impulsar el desarrollo sostenible de su país.

“Tenemos que seguir impulsando las energías renovables”, introdujo Abinader la noche del lunes durante la transmisión de Estamos Cambiando, un programa especial destinado a compartir con todos los ciudadanos novedades de su gestión de Gobierno.

En aquel espacio, los ciudadanos pudieron expresar sus inquietudes al mandatario y conocer en detalle las políticas que se llevarán a cabo próximamente.

Durante el segmento destinado a la industria energética, el empresario Luis Quiñones interrogó al presidente sobre los planes para energías renovables -solar principalmente- y sus proyecciones de intercambio de energía con Haití.

«Estamos en una licitación para agregar cuatro nuevos proyectos y, al mismo tiempo, con un fideicomiso privado invertir para mejorar las redes y que todas las energías renovables se puedan conectar en gran parte del país», respondió Luis Abinader.

Tal como indicó Energía Estratégica la semana pasada, República Dominicana discute las características de su licitación de 400 MW renovables. El nuevo adelanto que reveló el primer mandatario de este país ayer fue que serán cuatro proyectos eólicos y solares, que se darán a conocer en «estos días».

«Conjuntamente con eso estamos licitando hasta 1000 MW más en la zona norte», agregó el presidente mencionando los problemas de generación y las necesidades en Manzanillo y en Puerto Plata, que podrían ser cubiertas no sólo con renovables sino también con gas en este caso, así lo indicó el presidente.

Considerando la sobregeneración que podría producirse con la entrada de operación de nuevas centrales de generación. El Gobierno propone que en los momentos en los que haya baja demanda local y se produzcan excedentes, la energía eléctrica pueda despacharse a un vecino país.

«Vamos a estar disponibles con un fondo de compensación -que van a ser varios países- para venderle energía a Haití, si ellos así lo requieren», amplió.

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Plantean un nuevo camino regulatorio y financiero para la generación distribuida en Ecuador

En la actualidad, sigue vigente la regulación 003/18 (ARCONEL) denominada «Generación fotovoltaica para autoabastecimiento de consumidores finales de energía eléctrica». Sus modificaciones -sugeridas por referentes del sector público y privado el pasado año- todavía están en proceso de elaboración y aprobación por parte del Directorio de la Agencia de Regulación y Control de Electricidad.

Durante la Mesa Redonda sobre Energía en Ecuador, referentes empresarios propusieron mejoras regulatorias y financieras adicionales para impulsar a la generación distribuida en el país. 

En aquel evento organizado por Institute of Americas, se pronunciaron personalidades tales como Eduardo Rosero, presidente de la Asociación Ecuatoriana de Energías Renovables y Eficiencia Energética (AEEREE), Germán Chullmir, CEO de OREL Energy Group, y Elisa Figueroa, gerente de Ventas en la región andina para MAN Energy Solutions.

Por un lado, el titular del gremio empresarial más representativo de las ERNC consideró que hay algunas barreras plasmadas hasta en la Ley Orgánica de Servicio Público de Energía Eléctrica que impiden una mayor participación de generación privada desde el sector de la autogeneración y que se deberían corregir con una reforma normativa adecuada a las actuales circunstancias. 

Eduardo Rosero Rhea – AEEREE

Para ello, reflexionó que sería preciso “una actualización normativa que responda al avance tecnológico y que tome en cuenta también las circunstancias económicas actuales del país que determinan un modelo de negocio diferente”. 

Al respecto, llamó a considerar la posibilidad de incorporar instalaciones de unos 5 MW o 10 MW como sucede en países como Chile en los PMGD, pero en este caso a determinarse por lo que pueda avanzar en las redes de distribución locales y fundamentalmente que brinden tiempos más cortos para acceder a títulos habilitantes o que se le omitan algunos pasos burocráticos, como vemos que puede suceder con generadores exentos en México. 

En concordancia por lo expuesto por el presidente de AEEREE, Elisa Figueroa adicionó que algo que ha visto también en otros países además del hecho de que haya una regulación más definida para generación distribuida es que con un marco actualizado se abre la posibilidad no sólo de que los usuarios finales tengan generación propia dentro de sus instalaciones sino también transacciones bilaterales.

Aquello que se conoce en México como  «generación distribuida colectiva» sería posible en Ecuador cuando se apruebe una nueva regulación que lo permita. De acuerdo a la jóven profesional del sector energético, ese esquema de negocios también da apertura a tecnologías de medición inteligente para permitir precisamente que un generador que tenga en su sitio cerca de 1 MW y pueda compartir con otras instalaciones vecinas parte de sus excedentes.   

Elisa Figueroa – MAN Energy Solutions

Si bien se mostró de acuerdo con que esta sofisticación del mercado ocurra, recalcó que “esto tiene que llevarse a cabo en un mercado muy revisado, dando la apertura a que los actores puedan tener propias transacciones bilaterales pero también estén muy regulados para evitar disturbios como los propios de las fluctuaciones de las energías renovables”. 

En líneas generales, la referente de MAN Energy Solutions también opinó que “sería importante definir los reglamentos en cuanto a capacidades, a los actores que pueden comercializar esa energía eléctrica, las formas de medición para las inyecciones a la red e incluso la importación de faltantes o exportación de excedentes; dado que luego esto también abre ambigüedad en mercados no regulados”.

Por su parte, en lo que respecta a aspectos financieros, Germán Chullmir, CEO de OREL Energy Group valoró como necesarios determinados mecanismos que fomenten esta alternativa de generación pero a su vez nuevos proyectos que se alineen a instrumentos financieros. 

Germán Chullmir – OREL Energy Group

«La clásica ayuda son subsidios o fomento público, pero estos no son sostenibles y terminan siendo un peso para las arcas públicas», reparó el empresario, y explicó que en otros países lo que ha dado excelentes resultados es que la regulación permita no al desarrollador, sino al inversor -a partir de inversiones en proyectos rurales indígenas, por ejemplo- poder tener créditos fiscales los cuales puedan ser negociados en un mercado bursátil”.     

¿Cómo sería esto? “Una empresa industrial grande que tiene su propia energía, en vez de pagar su cuenta de energía como siempre, puede hacer una inversión en una comunidad indigena y, a partir de eso, le entra un crédito en su cuenta financiera. Luego, ese crédito puede ser vendido en el mercado financiero”, ejemplificó Chullmir. 

“Es una convivencia entre mercado energético y financiero que pueden ir de la mano. Creo que bien fomentados desde el punto de vista regulatorio pueden generar un crecimiento sostenible y exponencial”, concluyó el líder de OREL Energy Group.    

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Chile se apronta a inaugurar más de 600 MW renovables y en su mayoría son proyectos de mediana escala

Chile empieza el 2021 con grandes novedades en materia de energías renovables no convencionales.

De acuerdo al último reporte de Generadoras de Chile, que analiza datos de noviembre pasado, el Coordinador Eléctrico Nacional registra 29 proyectos de energía eléctrica en etapa de pruebas, por 635 MW; es decir, centrales que en el corto plazo ingresarán en funcionamiento.

El dato a destacar es que el 83 por ciento de estos proyectos corresponde a fuentes de energías renovables no convencionales.

Los emprendimientos eólicos son los más gravitantes del espectro: se llevan el 45,2 por ciento. Están representados por dos grandes plantas: Cabo Leones III (Fase I), de 78,1 MW; y Parque Eólico Cabo Leones II, de 205,8 MW. También se registra un PMG (hasta 9 MW): Lebu, de 3,5 MW.

En potencia, continúan los proyectos solares fotovoltaicos, con el 33,7 por ciento del padrón.

Fuente: Generadoras de Chile

Pero en cantidad de emprendimientos son los que dominan el espectro: 14 de los 29 en etapa de pruebas son los PMG(D) solares fotovoltaicos. Hay dos grandes parques de esta tecnología: San Pedro, de 106 MW, y PV USYA, de 52,4 MW.

Los proyectos fósiles representan sólo el 16,8 por ciento del padrón.

Fuente: Generadoras de Chile

Dos temporadas promisorias

De acuerdo a la Unidad de Acompañamiento de Proyectos (UAP), que responde al Ministerio de Energía –cita el informe de Generadoras-, a noviembre del 2020 se registraron 101 proyectos por 6.904 MW en construcción, de los cuales el 95% corresponden a renovables.

De estos proyectos, capaces de movilizar 12.754 millones de dólares de inversiones, 6.556 MW serán renovables y sólo 348 térmicos. La mayor parte de ese volumen estará dominado por proyectos solares fotovoltaicos (3.347 MW) y eólicos (2.086 MW).

Fuente: Generadoras de Chile

Cabe destacar que el horizonte de esos proyectos en construcción es hasta abril del 2022, pero la gran mayoría de los emprendimientos entrarán en operaciones durante el año actual.

En efecto, se espera que ingresen en operaciones, en promedio, unos 500 MW renovables por mes, de los cuales cerca de 400 MW serán eólicos y solares fotovoltaicos.

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Javier Romero Durand de EcoValue: «En México la ley es clara y deben entrar primero las energías renovables»

El futuro de las energías renovables sigue siendo incierto. Si bien la disputa con la administración actual de México proviene de los últimos dos años, el inicio de un nuevo año atrajo más dudas pese a que exista un marco regulatorio y la ley para crecer e impulsar las renovables. 

Y en las últimas semanas ya se han mencionado nuevas medidas en contra de las energías limpias, como la del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) de quitar de must-run a plantas renovables como la del Gobierno de revisar contratos. 

Javier Romero Durand, Gerente General de EcoValue S.A. de C.V., opinó que “el Gobierno no está respetando la ley. En México la ley es clara y deben entrar primero las energías renovables”, refiriéndose a la política de confiabilidad donde, bajo su criterio, ingresan al sistema las plantas con combustibles fósiles por encima de las renovables. 

“Están usando el marco regulatorio y, al no poder cambiar la reforma energética, están usando al órgano regulador para impedir que se aplique la ley. Aunque el gobierno lo niegue, es ciertamente claro”, agregó.  

Además está en juego aquellos contratos que ganaron la primera, segunda y tercera subasta pública, que hoy en día deberían entrar en operación. 

¿Cuál es el inconveniente? CENACE no realiza las pruebas pre-operativas para que las nuevas centrales entren; mientras que la Comisión Reguladora de Energía no entrega los permisos. 

“Hay cerca de 2 GW de proyectos ya instalados que no pueden entrar en operación”, aseguró el especialista. 

Todas estas circunstancias derivan en “falta de certeza jurídica” y de “viabilidad de nuevos proyectos”, que lleva a que empresas cesen sus inversiones en el país o pongan en stand by los proyectos a desarrollar. 

«Estamos perdiendo miles de millones en inversión, que generan puestos de trabajo, riqueza y una energía más barata. Es un ganar-ganar y ojalá lo entienda el gobierno mexicano para seguir creciendo como deberíamos”.

“El retroceso a una época pre-renovables no ayuda al país. Regresar a los años ‘70, con empresas estatales poderosas y cero competitivas, no es la opción. Necesitamos esa transición energética, pero lo tiene que entender el gobierno”, sostuvo.

Otro de los acontecimientos que afectan y afectarán al sector de las energías verdes en el país es la relación que exista, principalmente, entre el gobierno mexicano y el de Estados Unidos. 

Cabe recordar que estos dos países, junto a Canadá firmaron un tratado denominado T-MEC, sumado al Acuerdo de París, donde uno de los puntos en discusión fueron las renovables. 

Al respecto, Romero Durand afirmó la idea de respetar las inversiones que ya se han realizado, tanto nacionales como extranjeras. Y a la vez estimó que “habrá puntos de desacuerdo entre el gobierno estadounidense y el mexicano”, por lo que espera, más allá de negocios entre sí, que “el gobierno de México ceda en su postura”. 

“La realidad es que sigue creciendo el consumo, las plantas se vuelven más viejas y con el combustible más sucias, y ya comienza a ser un problema de salud y confiabilidad en la red. 

“Me encantaría que sea un buen año, pero si no hay certeza jurídica y en la inversión, estamos fuera”, sentenció el Gerente General de EcoValue.

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La Rioja apunta a su modelo: desarrollar tecnología propia en energías renovables

La Rioja avanza con proyectos renovables y desde la Secretaría de Ciencia y Tecnología apuestan al desarrollo de emprendimientos universitarios, la adaptación de las tecnologías implementadas y la profesionalización del empleo. 

Esto se da a través de varios frentes, que incluye la articulación de las facultades educativas, las instituciones científicas y, eventualmente, algunas empresas locales de energía renovable, según a. 

“Se financian y apoyan proyectos provenientes de la Universidad Nacional de La Rioja (UNLaR), en su mayoría, sobre transferencia tecnológica, experimentales o pilotos, asociados a la implementación de desarrollos de sistemas de energías renovables”, según afirmó el Javier Tineo, Secretario de Ciencia y Tecnología en Gobierno de la provincia de La Rioja

Uno de ellos es en conjunto con LEDLar. El objetivo del mismo es la instalación de paneles solares en la Universidad para abastecer de energía a sectores de la infraestructura edilicia; con la innovación de los conversores para inyectar el excedente al sistema eléctrico nacional. 

Tineo contó el estado de situación del mismo: “Ya se han instalado dos paneles, idénticos al de Chepes (Parque operativo de 2 MW bajo el marco del Mercado a Término), pero actualmente se está recalculando la potencia, debido a los cambios económicos del país. Durante la gestión anterior se demoraron los desembolsos y la ejecución se hizo más lenta”. 

El otro emprendimiento en progreso es la creación de un generador a escala de energía a partir de la biomasa agrícola en conjunto con el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI). Es decir, un biodigestor, un aparato que genera biogás a partir de la poda. 

Cabe recordar que La Rioja tiene veinticinco mil hectáreas de olivo y, salvo este proyecto, aún no hay implementaciones de biomasa, por lo que será innovador para la provincia. 

“Estoy muy interesado en lograr mayor capacidad local de producción, más que nada de conocimiento. Me interesa que los habitantes de La Rioja se sumen al circuito del empleo que genera la energía renovable y que haya formación y transferencia tecnológica”, aseguró el Secretario. 

“Estamos creando un Consejo Provincial de Ciencia y Tecnología donde se sumará al sector privado y al industrial del estado para generar condiciones de acuerdos y que la tecnología que llega a La Rioja sea incorporada y transferida a la gente de aquí. El objetivo es generar empleo local calificado”, comentó. 

Y si bien hay una tendencia sostenida de ampliación de la matriz energética con renovables, Energía Estratégica le preguntó al especialista cómo se puede lograr dicho acceso:  

“De parte del Estado tiene que haber un fuerte impulso a la incorporación de los ciudadanos y de las fábricas hacia las energías renovables. Un apoyo para que haya generación distribuida, que las leyes sean más impulsadas”. 

“Y si hay normativas que no se adaptan, habrá que debatirlas para conocer cuáles son las mejores condiciones”, agregó.

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El escenario que nos plantea la nueva meta de emisiones 2030

Poco antes de finalizar el 2020, el Poder Ejecutivo Nacional (PEN) publicó formalmente la nueva meta de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) para la década que estamos iniciando. Se trata de un nuevo objetivo que la Argentina ya formalizó ante el Acuerdo de París (AP), la llamada Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC, por su sigla en inglés).

La nueva NDC representa un aumento en la ambición para reducir emisiones de GEI respecto del compromiso previo. Mientras que la NDC presentada en 2015 y revisada en 2016 se proponía de forma incondicional no superar los 483 MtCO2e para 2030, ahora esa meta se ha reducido en un 26%, es decir que para ese año las emisiones no deberán superar los 359 MtCO2e.

Tenemos en la presentación de esta NDC aspectos positivos que deben destacarse. En primer lugar, es sumamente importante que nuestro país haya presentado su nuevo compromiso antes de finalizar el 2020. El cumplimiento es meritorio, ya que el año que acaba de finalizar ha sido extremadamente complejo a causa de la pandemia de la Covid-19, y eso ha generado demoras y postergaciones dentro del proceso de revisiones en este año clave. En segundo lugar, se debe destacar que la nueva meta representa un aumento significativo en el esfuerzo de mitigación. Esto último hace doblemente valiosa la presentación.

El objetivo de no superar los 483 MtCO2e en 2030 era una meta excesiva y debía ser reducida, ya que implicaba un inaceptable aumento de emisiones a lo largo de los próximos 10 años. Más aún, como la Argentina tiene un valor de emisiones per cápita superior al promedio mundial, el país no debería aumentar su participación global. Esto se justifica por el hecho de que las emisiones globales deben reducirse (contraerse) y los países con mayores emisiones per cápita deberán hacer el mayor esfuerzo para converger a emisiones per cápita que representen un uso equitativo de la atmósfera por toda la población global.

Un criterio para estimar cuáles serían los niveles adecuados de reducción para nuestro país, es decir cómo acompañará la Argentina el esfuerzo global de reducción de emisiones, sería que el mantengamos el actual porcentual de contribución en las emisiones globales, que fue de 0,7% en 2016, último inventario de GEI publicado.

La nueva NDC (2020) de 359 MtCO2e representa un objetivo de “estabilización” de emisiones en los actuales niveles. Si bien es un cambio notable respecto de la anterior podría ser calificada como “conservadora”. 

Argentina debería establecer una meta que sea consistente con los objetivos climáticos del AP, colocar al país en una trayectoria consistente con el objetivo de 1,5°C a 2°C sosteniendo su participación del 0,7% en las emisiones globales. Ahora bien, desde un punto de vista estratégico, lo crucial para esta segunda NDC es cambiar la tendencia de las emisiones, que dejen de crecer e iniciar una dinámica de reducción. Así como la primera NDC significó un paso importante desde el punto de vista institucional y metodológico, la nueva NDC debería ahora provocar un cambio en las expectativas de evolución de las emisiones.

Plantear una meta “estratégica” significa adoptar una dinámica que está en la propia estrategia del AP y que consiste en periódicas revisiones de las NDC, por lo que su lógica es lograr que las políticas de mitigación evolucionen acorde avanzan las negociaciones entre las partes del Acuerdo. Se debe tener en cuenta que esta NDC 2020 deberá ser puesta a revisión, como mínimo, para el año 2025.  

La nueva meta de reducción de GEI se ubica un poco por debajo de una trayectoria de estabilización de emisiones, dentro de lo que puede considerarse un rango admisible de objetivos para adoptar para el quinquenio 2020-2025. Ese rango lo podemos definir con un límite inferior con una trayectoria compatible con los 2°C y como límite superior, una trayectoria de estabilización de las emisiones. Bajo estas consideraciones, la NDC propuesta es un paso en la dirección correcta y con implicancias muy importantes para el desarrollo de la Argentina.

¿Qué implicancias tiene la nueva NDC?

El objetivo de estabilización es un cambio radical para el desarrollo de la Argentina. Esta meta implica que todo el desarrollo económico que se produzca en los próximos años deberá ser, como mínimo, neutro en emisiones. Todo incremento de emisiones en un sector deberá ser compensando casi de manera inmediata por reducciones en otro. Esto cambia por completo el escenario en el que el país venía manejándose hasta ahora.

Imaginemos que todo incremento de emisiones deberá luego compensarse con reducciones dentro de la década para así retornar a los valores originales y cumplir con la meta en 2030. Una evolución de emisiones que crece y luego debe caer rápidamente es, por lo general, muy costosa. Por el contrario, una trayectoria estabilizada durante la década es la más económica para el país y la más realista. 

Toda inversión que genere nuevas emisiones obligará a un doble esfuerzo económico posterior para neutralizarlas. En el sector energía es claro, por ejemplo, si se pone en marcha la usina de carbón de Río Turbio habrá que cerrar luego plantas térmicas que compensen esas nuevas emisiones y, además, incorporar nueva generación renovable para compensar el retiro de capacidad de la generación térmica. Claramente, ésta es una ecuación muy cara. Es decir, toda nueva incorporación de generación eléctrica deberá ser renovable si se quiere gastar menos dinero y cumplir con la meta de reducción de GEI. Debe recordarse que el país necesitará incorporar anualmente entre 1.000 MW a 2.000 MW de nueva potencia eléctrica en un escenario de crecimiento económico moderado. En todos los sectores de la energía ocurre lo mismo: transporte, gas, etc.

Bajar la actual tasa de deforestación es la única política que puede reducir emisiones rápidamente y a bajo costo. Detener la deforestación puede dar un margen para equilibrar incrementos de las emisiones energéticas o industriales.

En la presentación de la nueva NDC no hay una trayectoria de emisiones para los próximos años, pero nos da una pista cuando plantea que se “incluye, a modo informativo, un indicador de las emisiones esperadas (372 MtCO2e) a medio término en 2025, el cual no forma parte de la meta de esta NDC”. Eso nos está diciendo que se evalúa como hipótesis deseable una trayectoria de estabilización a lo largo de la década. 

¿Es posible cumplir la meta?

La nueva NDC es perfectamente cumplible con el aporte de dos sectores claves: bosques (reduciendo la deforestación) y energía (limitando el crecimiento de sus emisiones). Existe una serie de beneficios para realizar tempranamente una reducción drástica de emisiones por deforestación, idealmente llevándola a cero desde 2021. Hacer esto desde ahora permite tener un margen importante para compensar aumentos de emisiones en sectores que son más difíciles de evitar, como en la agricultura, la ganadería o la industria; también ayuda a ahorrar emisiones que podrían ser compensadas por eventuales excesos en éste o próximos compromisos. 

Por otro lado, frenar la deforestación de forma temprana permite obtener reducciones inmediatas y a muy bajo costo, dejando para años posteriores las reducciones de sectores de la economía en los que es más difícil o cotoso. No es lo mismo intentar reducir emisiones significativas mediante movilidad eléctrica durante 2021-2025 que hacerlo post 2025, los costos son totalmente diferentes y la velocidad de implementación será más rápida.

En el ejemplo anterior es importante distinguir entre “reducir emisiones” y “estabilizarlas”. Para el caso del transporte, una cosa es la estabilización a través de la incorporación de tecnologías de cero emisiones en toda la ampliación de flotas y nuevos móviles; y otra diferente o más radical, es reducir emisiones del sector retirando móviles a combustión por eléctricos, es decir, acelerando el reemplazo tecnológico. 

La presentación de la NDC carece por completo de una hoja de ruta o de parámetros acerca de cómo se logrará el cumplimento de la meta. Las indicaciones no llegan a precisar ni políticas, ni medias ni instrumentos.

¿Cómo se cumplirá la meta?

En la NDC se plantea que hubo una modelización del comportamiento de los diferentes sectores en base a “un porcentaje de crecimiento económico unificado que va en concordancia con la recuperación del país y un aumento sostenido de la población”. A partir de premisas macro sumamente ambiguas, el comportamiento previsto de los diferentes sectores que se analizan carece de metas, indicadores o medidas que definan objetivos sectoriales. Todo hace suponer que la apuesta es a un incremento de la demanda energética, pero no se indica cómo evolucionan las emisiones del sector. 

Para el sector industrial se indica que “se espera un leve aumento en las emisiones, dado el crecimiento del PIB”. En tanto para el sector rural, en la ganadería se espera un “leve incremento de las emisiones” y en la agricultura “se prevé un aumento en las emisiones por el aumento de la producción”. En definitiva, como se señaló al inicio, es bastante previsible que los sectores capaces y con mayor responsabilidad para mitigar emisiones se dan en la energía y la deforestación (cambio de uso del suelo). En este sentido hay un único indicio de que en esta última se pondrá énfasis al hablar de una reducción drástica de la deforestación”.

¿Qué debería suceder?

A partir del 1 de enero comenzó el período de cumplimiento de la nueva NDC, que finaliza el 31 de diciembre de 2030. Desde ahora mismo deberían tomarse medidas tendientes al cumplimiento de la meta. Esto no sólo es estabilizar emisiones, significa además que se debe preparar la economía para iniciar rápidamente un proceso de reducción de emisiones drástica y acelerada ya que, en la misma comunicación de la NDC, la Argentina ratificó su compromiso de neutralidad de emisiones para 2050. 

Durante esta década el sector energético tiene que basar su crecimiento centralmente en energías renovables, definiendo cuidadosamente las inversiones de infraestructura y teniendo en mente el escenario de descarbonización post 2020. Esto es muy importante para focalizar las prioridades en materia de infraestructura eléctrica antes que en el gas natural. Todo el desarrollo del gas natural deberá realizarse atendiendo la estrecha ventana de oportunidad que tiene este combustible, ya que existe el serio riesgo de realizar inversiones irrecuperables.

En materia de generación distribuida (Ley 27.424), deben despejarse por completo las barreras regulatorias que existen aún en varias provincias. Debería alcanzarse un promedio de 100 MW anuales en generación distribuida durante los próximos tres años. Para lograrlo, existen suficientes instrumentos regulatorios a disposición del gobierno. 

Es perentorio, también, comenzar a dar forma a un plan de continuidad para el régimen de promoción de renovables establecido en la Ley 27.191. Ese régimen debe focalizarse en su implementación para la segunda mitad de esta década. En el corto plazo se debe dar respuesta a cómo se alcanzará el 20% de participación de renovables en el sistema eléctrico en 2025. La NDC nada dice específicamente sobre esto. Algo similar ocurre con los biocombustibles. Debe haber definiciones urgentes en cómo continuará el actual régimen establecido por la Ley 26.093, esencial para lograr un sector sólido y competitivo que deberá tener un rol esencial en las próximas décadas. 

En toda esta discusión no se puede soslayar que la Argentina atraviesa severas dificultades económicas y financieras. Estas dificultades obstaculizan el desarrollo de proyectos de largo plazo y las inversiones en nuevas tecnologías. Existen, además, serios problemas conceptuales en el gobierno que se reflejan en medidas como el congelamiento de tarifas, en una incertidumbre regulatoria permanente y en un poco énfasis en el aliento a las inversiones. Es imprescindible superar estas barreras para poder pensar seriamente el mediano plazo para la transición energética. 

Las políticas de mitigación mencionadas suponen que existirá en los próximos años un crecimiento económico que hará que la mayor demanda de bienes y servicios empujará a la suba las emisiones. Hay una correlación bastante directa entre la variación del PBI y las emisiones. Se puede ver en los picos de emisiones de 2007 y 2013, así como los valles de 2000, 2009 y 2015, donde la Argentina aún permanece. Cada pico fue precedido de un período de crecimiento y cada valle son abruptas caídas del PBI. En esos valles se ubica el nivel de emisiones que establece la NDC. Sería dramático que el cumplimiento de la NDC se deba a un proceso recesivo que se extienda por otra década.  

El mayor desafío será preparar a la sociedad y la economía argentina para una transición rápida hacia la neutralidad de carbono. Eso implica no sólo un desafío tecnológico, sino un desafío social y económico que tendrá sus propias particularidades en cada una de las regiones del país. También requerirá de instrumentos regulatorios estables y creíbles, y demandará clarificar un panorama económico que permita a la sociedad y al sistema productivo ingresar en la dinámica de la transición. 

El menú que se tendrá por delante en los próximos años será en base a la agenda de las energías renovables, los bio-insumos, el hidrógeno, la eficiencia energética, las redes inteligentes y las tecnologías de acumulación, movilidad eléctrica e integración energética regional. Esta NDC es una decisión clave para la transición energética en Argentina. Ahora el gobierno tiene que generar las certezas necesarias para que las cosas ocurran en la dirección correcta. Hoy estamos prácticamente paralizados y sin rumbo, la NDC recientemente presentada debería actuar como un norte para la política energética.

Se sugiere ver el informe completo “El escenario que nos plantea la nueva meta de emisiones 2030” para el Círculo de Políticas Ambientales en este link.

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Con Aldo Solar como aliado Growatt amplía sus equipos comerciales en Brasil

En 2019, la empresa estableció su centro de apoyo técnico en São Paulo y se asoció con Aldo Solar, el mayor distribuidor de energía fotovoltaica del Brasil, para promover sus soluciones fotovoltaicas avanzadas.

«Hemos creado un equipo de comercialización local para promover nuestras soluciones avanzadas y fiables y los ingenieros de servicio locales para proporcionar un servicio al cliente eficiente. Además, nuestro equipo ha estado trabajando junto con nuestros socios para desarrollar productos y soluciones que satisfagan las demandas específicas del mercado brasileño», expresa Lisa Zhang, Directora de Marketing de Growatt.

Growatt ha añadido su inversor MAC 15-36KTL3-XL para aplicaciones trifásicas a 220V a su cartera de productos en Brasil. Este año, según Zhang, la compañía también planea lanzar su producto MIN 7-10KTL-X con 3 MPPTs para aplicaciones solares fotovoltaicas monofásicas.

Mirando hacia el resto de 2021, habiendo ya enviado más de 200.000 inversores a Brasil, Growatt tiene ambiciosos planes de expansión para su negocio.

«Estamos totalmente comprometidos con el desarrollo de la energía solar en Brasil. Seguimos construyendo un equipo local más grande y más fuerte para el servicio al cliente y la comercialización y, con esa base sólida, llevaremos nuestro negocio en Brasil al siguiente nivel», añadió Zhang.

 

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Promoenercol pone en juego 400 MW fotovoltaicos en Colombia para el mercado entre privados

A mediados de noviembre del año pasado, Promoenercol y Egal inauguraron el Parque Solar Bayunca I, de 3,6 MW. La central, ubicada en Cartagena de Indias, está vendiendo la energía que produce a una empresa comercializadora bajo un contrato de abastecimiento (PPA, por sus siglas en inglés) por el plazo de 20 años.

“Esta fue la primera planta conectada a red de Colombia que haya sido desarrollada y construida por operadores independientes como somos nosotros”, José Manuel Izcue, Presidente de Promoenercol, diferenciándose de los proyectos ya operativos de empresas incumbentes, y que además vende su energía a un cliente no perteneciente al mismo grupo empresarial.

En esta línea, el directivo reconoce: “hemos tenido un 2020 que, dentro de lo complicado que fue, hemos estado muy bien”. Y pronostica un 2021 promisorio.

Es que durante el año pasado Promoenercol ha logrado concretar un plan de inversión de 400 MW de energía solar fotovoltaica (poseen más de 650 MW en desarrollo) que estarán operativo en 2024. De ese total, 300 MW tienen que ver con grandes plantas conectadas a red y los 100 MW restantes con proyectos de Generación Distribuida.

“De esos 400 MW, ya tenemos contratados con clientes privados (comerciales e industriales) 282 MW”, precisa Izcue. Señala que algunos de estos emprendimientos ya están en ejecución.

“En 2021 construiremos 135 MW en utility scale (grandes plantas) y esperamos construir 30 MW más en Generación Distribuida”, proyecta y calcula que toda esta potencia estará operativa sobre finales del primer trimestre del 2022.

Con 170 MW en funcionamiento, Promoenercol se instalaría como una de las empresas de energía solar más importantes de Colombia. Hasta la fecha hay operativos menos de 200 MW fotovoltaicos en el país.

José Manuel Izcue, Presidente de Promoenercol, durante la inauguración de Bayunca I

Modelo de negocios

Por otra parte, Izcue, explica que el modelo de negocios de todos los proyectos tienen en carpeta avanzan a través de contratos con el mercado privado. “Siempre vamos con el modelo de venta de energía a largo plazo a través de un PPA”, enfatiza.

Entre los usuarios con los que ya firmaron acuerdos de abastecimiento de energía limpia –o están adjudicados y cerrando contratos-, se destaca el Grupo Reve (Justo&Bueno y Tostao), Innova Schools Colombia y comercializadores como Vatia y PEESA, y otras grandes firmas que consumirán energía limpia que por cuestiones corporativas aún no se pueden revelar. Izcue señala que el plazo de contratos ronda entre los 15 y los 25 años.

“Tenemos un plan de negocios muy equilibrado, estamos contentos porque estamos firmando muchos PPA cumpliendo los estándares bancables, y hay otros en perspectiva”, celebra el presidente de Promoenercol.

Consultado sobre la posibilidad de que la empresa participe de la subasta de renovables a largo plazo que está preparando el Gobierno para este año y en la que está llevando a cabo el grupo Renovatio, Izcue responde que no.

“Las subastas son positivas para el mercado pero no cuadran con nuestra estrategia de negocio”, confía el directivo.

 

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Trina Solar cerró contrato con uno de los más grandes parques solares del Caribe de EGE Haina

El desarrollo de la central está a cargo de la Empresa Generadora de Electricidad Haina, S.A. (EGE Haina), la cual adjudicó los servicios de construcción, ingeniería y abastecimiento a la española Elecnor.

En el ambiente húmedo y caluroso de República Dominicana, en la provincia de San Cristóbal, municipio Yaguate, se desarrolla el este parque solar con una inversión de parte de EGE Haina que ronda los 100 millones de dólares.

El nombre del proyecto Parque Solar Girasol se definió así para hacer referencia al sistema de rastreadores solares (también llamados trackers) con que contará. Estos seguidores giran 104 grados durante doce horas al día en función del desplazamiento del sol, para garantizar un mayor aprovechamiento de su radiación, lo que se traducirá en un aumento de la capacidad efectiva de la planta.

La instalación estará compuesta por 268,200 módulos fotovoltaicos, 28 inversores de 3.8 megawatts cada uno y rastreadores solares. Se espera que en su primer año de operaciones el Parque Solar Girasol produzca alrededor de 240,000 megawatts hora, lo que equivale a proveer de energía eléctrica a 130,000 hogares dominicanos.

“Poder participar de un proyecto de esta magnitud, aportando nuestra tecnología de vanguardia nos da mucho orgullo”, afirma Álvaro García-Maltrás, Director General para América Latina y el Caribe de Trina Solar.

«Tomando en cuenta que las condiciones locales de temperatura y humedad son un gran reto para el mismo. Este es el mayor proyecto de la isla pero no será el último, atendiendo  a la información compartida por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), podría alcanzar tres Terawatts por hora, a partir de una capacidad instalada total de 1.9 Gigawatts que se tiene contemplada hacia 2030”.

”Para elegir los módulos fotovoltaicos del proyecto, éstos fueron sometidos a un proceso de precalificación por parte de EGE Haina y de acuerdo con el resultado obtenido, el producto TSM-DEG17M de 430/450 Watts de Trina Solar fue seleccionado por ofrecer una alta eficiencia de 20.4%, combinada con tecnologías de doble vidrio, garantizando un largo ciclo de vida y mayor generación de energía, lo que aumenta la confiabilidad y resistencia del producto en ambientes más extremos”, señala José A. Rodríguez, Director de Desarrollo de EGE Haina.

El nuevo parque solar forma parte del plan estratégico de esta empresa que se propone desarrollar 1,000 megawatts de capacidad de energía renovable al 2030.

El proyecto Girasol generará cientos de empleos en su fase de construcción. Además de contribuir al desarrollo sostenible de las comunidades donde tiene presencia EGE Haina, colaborando con las autoridades e instituciones locales en proyectos como centros de atención primaria de salud, canchas deportivas, parques recreativos, y aportaciones a hospitales y organismos de socorro de la zona.

“Nuestro compromiso es con una vida más sustentable. Estamos invirtiendo cada vez más en Investigación y Desarrollo para seguir contribuyendo con nuestra tecnología para el futuro de la energía”, finaliza García-Maltrás.

La compañía proveerá 268,200 módulos TSM-DEG17M de 430/450 Watts de doble cristal a la instalación, que tendrá una capacidad total de 120 megawatts y cuyo inicio de operaciones se proyecta para marzo de 2021.

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Generadoras de electricidad piden a Energía la “urgente” recomposición de sus precios

Tal como lo plantearon la semana pasada las compañías distribuidoras nucleadas en ADEERA, la  Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) manifestó en las últimas horas que ve “con profunda preocupación una situación que, de mantenerse, afectará el normal abastecimiento eléctrico del país”, en alusión al congelamiento parcial de los precios de la energía que producen y abastecen.

La entidad empresaria consideró “indispensable que, en forma urgente, se recompongan los valores de remuneración y se tomen medidas que permitan dar previsibilidad económica-financiera para atender los compromisos con nuestra cadena de valor en el escenario macro actual, dado que, su postergación terminará impactando en forma irreversible en la disponibilidad de nuestras unidades generadoras”.

En un comunicado la entidad empresaria refirió que “actualmente, cerca del 60 % de la energía generada está siendo remunerada con valores congelados desde febrero 2020, dispuesta por Resolución de la Secretaría de Energía (Res SE 31/2020)”.

Dicha Resolución, sostienen, “realizó una fuerte reducción de la remuneración y pesificó los valores que perciben los generadores, lo cual ha impactado de forma considerable en los ingresos de esas empresas (entre un 25 a 45% conforme al tipo de generación)”.

“La citada Resolución contemplaba también un ajuste por inflación mensual, pero esto fue incumplido, lo que hace que a la fecha sumemos en total una reducción de ingresos de 26.000 millones de pesos”, calculó AGEERA.

En este contexto, remarcaron que “el monto que representa la remuneración que perciben los Generadores por la energía encuadrada en la Resolución SE 31/2020, es de solo el 4,5 % del costo total de la tarifa que, por el suministro de energía eléctrica, abonan los consumidores finales”.

La asociación empresaria planteó además que “la naturaleza de la Generación de Energía también debe afrontar compromisos en moneda extranjera, principalmente asociados a costos de mantenimiento de las diferentes tecnologías, lo cual es imposible de realizar bajo las condiciones de remuneración vigentes”.

Al respecto advirtieron al gobierno que “es nuestra obligación alertar que ante el sostenimiento de la situación actual, no es posible cubrir los costos de operación y mantenimiento que muchas de estas unidades de generación requieren y por lo tanto se verá comprometido en el corto plazo, el normal funcionamiento de gran parte del parque de generación”.

Esto, agregó AGEERA, “sin dudas traerá aparejado un aumento en los costos futuros de abastecimiento por la utilización de unidades menos eficientes y/o importación de energía, como ha ocurrido en el pasado”.

Luego de señalar que “la energía eléctrica es esencial y más aún en los momentos difíciles que como sociedad estamos atravesando bajo situación de pandemia”, AGEERA refirió que “todas nuestras asociadas han adoptado estrictos protocolos para el cuidado de su personal y realizado un gran esfuerzo en gastos e inversiones no planificados para garantizar toda la energía que se requiera”.

Creada en 1992, la AGEERA  nuclea a 45 empresas que representan el 94 % de la capacidad instalada del país y generan el 96 % de la energía eléctrica que se consume en Argentina.

La entidad es accionista del 20% del capital de la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico (CAMMESA), de la misma manera que ADEERA, AGUEERA, ATEERA y el Estado Nacional.

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La Patagonia es la segunda región del país con más generación de energías renovables

El sistema eólico es el predominante con el 63% de potencia sobre el total de todas las fuentes, producto a que se desarrolla en cinco de las ocho regiones del país, informó la Fundación Empresaria de la Patagonia (FEPA).

Justamente dos de esas zonas, Buenos Aires (GBA incluido) y la Patagonia, concentran el 80% de los parques eólicos, alcanzando 2084 MW entre ambas. Lo que además las convierte en los territorios con mayor potencia instalada a nivel global de la República Argentina.

El uso de paneles solares fotovoltaicos se ubica un escalón por debajo con 759 MW, equivalente al 18% de la totalidad de MW instalados en el país, distribuidos en el NOA, Cuyo y la Región Centro (Córdoba – San Luis), con 493 MW, 205 MW y 61 MW, respectivamente.

El podio lo completa el sistema hidráulico con 500 MW; mientras que las bioenergías poseen una potencia instalada que suma 234 MW, conforme a la información brindada por CAMMESA.

En el primero de estos dos tipos de energía renovable, al NOA (119 MW), Cuyo (184 MW) y el Centro (116 MW), se agregan la Patagonia con 47 MW, el Centro Oeste Medio (La Pampa, Río Negro y Neuquén) con otros 32 MW y, en menor medida, el Litoral con 2 MW.

En cuanto a la transformación de biomasa los principales exponentes en Argentina son la región Noreste con 89 MW y el NOA con 72 MW.

Patagonia

La región patagónica tiene una potencia instalada de 1.007 MW, de las cuales 960 MW provienen de la energía eólica y 47 MW de energía hidráulica.

La energía eólica tiene gran proyección de crecimiento. La empresa Genneia anunció que para 2021 prevé la inauguración de tres nuevos parques eólicos en Chubut.

Fuente: https://www.diariojornada.com.ar/292430/economia/la_patagonia_es_la_segunda_region_del_pais_con_mas_generacion_de_energias_renovables/
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El Plan B para el shale gas de Vaca Muerta

Primero fue el Plan Gas, luego la renegociación tarifaria. Los asuntos pendientes en la extensa agenda del sector energético se plantean y buscan definiciones con el objetivo de alcanzar una producción que abastezca el mercado interno el próximo invierno. Ahora, le llegó el turno al tema del transporte.
Desde la Secretaría de Energía dejaron sin efecto una licitación heredada del gobierno de Mauricio Macri para la obra de un nuevo gasoducto diseñado para ampliar la capacidad de transporte del gas de Vaca Muerta hasta Salliqueló, en la provincia de Buenos Aires. Darío Martínez, titular de Energía, aclaró que la obra no se descarta, sino que se estudian alternativas de licitación y construcción.
Mientras se debaten las alternativas de máxima para el gas de Vaca Muerta, con la construcción de un nuevo gasoducto troncal, las obras que darían una respuesta para una mayor producción serían menores, para potenciar los gasoductos existentes. Es parte del plan de gobierno nacional para aliviar el cuello de botella en el corto plazo.Un informe publicado recientemente por el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) confirma la nula concreción de obras para que sea mayor la cantidad de gas que llegue a los centros de consumo durante los años de la administración macrista y hace foco en la potencia instalada.

“Durante el período comprendido entre los años 2017 y 2019, no hubo incrementos de la potencia instalada, siendo el período más prolongado, (tres años consecutivos sin incrementos) desde los 90”, advierte el ente en el documento. Según el organismo encabezado por Federico Bernal, lo que no creció entre esos años fue la potencia -medida en caballos de fuerza o horse power (HP)- de los compresores de las plantas compresoras que tienen todos los gasoductos y son las que permiten que el gas recorra los caños y llegue al centro de consumo.

Hay una serie de pequeñas obras que podrían aliviar el cuello de botella.

“En 1993, el Sistema Licenciado de Transporte a nivel nacional contaba con una potencia instalada en sus plantas compresoras de 491.700 HP. Al concluir 2019, se habían habilitado unos 664.000 nuevos HP, representando un crecimiento del 135% entre 1993 y 2019. En cambio, durante el período 2016-2019, el incremento en la potencia instalada fue de tan solo 0,1%”, señala el reporte del Enargas.

En la mirada de José Luis Sureda, quien estuvo a cargo de la Secretaría de Hidrocarburos de la Nación en 2016 cuando se proyectó ese gasoducto, la producción de gas de Vaca Muerta estaba en alza y las perspectivas eran buenas. “Teníamos más producción que demanda. Para desarrollar y que se siga produciendo, había que hacer otro caño. Hoy se producen menos de unos 15 millones de metros cúbicos por día que en 2019”, indicó en diálogo con +e.

Uno de los desafíos para un nuevo gasoducto implica hacer importantes inversiones que se sostienen si el horizonte productivo es estable y de largo plazo. El gas que sale de los bloques con objetivo en la formación Vaca Muerta, tras la merma por la pandemia, todavía puede torcer la tendencia y crecer antes de que sea necesario ensanchar el transporte y así llegar cómodamente a los centros de consumo.

“Con el proyecto de ampliación hasta Salliqueló, se hubiese aumentado la capacidad de evacuación de Vaca Muerta en unos 10 MMm3/d. Hoy, la Cuenca Neuquina puede sacar 80 MMm3/d, esa es la capacidad que hay de transporte, pero no se llega a usar toda. Se pretendía llevarla a 90 millones de m3”, señala Sureda, y agrega que en el área a donde se iba a llegar con el gasoducto estaba garantizada la demanda.

“Si además de los 80 MMm3/d se pudiesen poner 10 millones más, se reemplazaría el GNL que se importa. Allí están emplazadas industrias y también hay grandes usinas de generación eléctrica, es una zona muy fuerte de demanda”, justificó el ex funcionario.

“Ese proyecto quedó parado cuando en 2019 se congelaron las tarifas de gas, y luego pierde urgencia porque no había suficiente gas. Hacer ese gasoducto hoy no tiene sentido porque no hay gas para llenarlo”, estimó.

 

Obras: entre kilómetros y potencia instalada

Los datos sobre las fortalezas y debilidades del sistema de transporte.

Según el Enargas, en un análisis que abarca de 1993 a 2020, fue en el periodo 2003-2015 cuando se registró un crecimiento de más del 40% de la potencia del Sistema Licenciado de Transporte de gas. El ente afirma que se pasó de 821.900 a 1.154.200 caballos de fuerza o horse power (HP).

“Entre 2004 y 2006, en el marco del decreto 180/04, se lograron reactivar expansiones de transporte a través de fideicomisos, por los cuales la ampliación totalizó una extensión de 951 kilómetros de gasoducto”, añade un informe del ente.

“Esos kilómetros de nuevos gasoductos fueron complementados con la correspondiente potencia necesaria, incluyendo 33.400 HP sobre el Gasoducto Norte, 29.500 sobre el Gasoducto San Martín y 12.700 sobre Tramos Finales de TGS”, aporta el Enargas.

Asimismo, en el documento se indica que “entre 2008 y 2012 se amplió la potencia instalada en 30.900 HP agregados al sistema Norte de TGN, mientras que otros 213.900 HP se distribuyeron entre el Gasoducto San Martín y los Tramos Finales de TGS, lo que representó un crecimiento del 27% respecto de 2007”.

 

 

Fuente: https://mase.lmneuquen.com/gas/el-plan-b-el-shale-vaca-muerta-n764283 

 

 

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Anticipan que podría faltar gas para el invierno

A pesar del subsidio oficial a las productoras y los planes de importación, todo indica que este invierno escaseará gas. El dato desvela al Gobierno en el mismo momento que toma decisiones osadas para el área: para planchar la tarifa el Estado asumirá como propias inversiones para expandir la red de transportistas y distribuidoras.

Es un verano difícil para la secretaría de Energía, que tiene entre manos tareas tan decisivas y complejas como definir un precio de “transición” para el gas. Ese nuevo valor –que resultará de un aumento cuya envergadura aún no fue definida—se aplicará mientras se definen cuadros tarifarios definitivos, bajo el comando del Enargas.

Para ambos cometidos el ente regulador hizo una revisión detallada de los contratos de transportistas y distribuidoras con el auxilio de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires. Del examen resultó que las empresas tienen una situación operativa sólida pero lo que complica a algunas son sus pasivos en dólares, Metrogas como caso testigo.

A decir del interventor Federico Bernal, técnico de buenos lazos con Cristina Kirchner, el foco no está puesto en cuánto ganaron las empresas sino en cómo sostener su actividad en el futuro, garantizando la operatividad del servicio y, al mismo tiempo, tarifas “justas y razonables” según el mandato de la ley.

A juicio del ente, la Revisión Tarifaria Integral (RTI) que se hizo durante el macrismo y fundó los últimos aumentos tarifarios resultaron de aplicar bases técnicas equivocadas al valorar los activos en juego y no las necesidades de caja para prestar el servicio.

Entre otras consecuencias, las subas habrían sumido a 3 millones de hogares en la pobreza energética (lo que implica que requieren entre el 10 y el 20% de sus ingresos para cubrir el costo de esas prestaciones) y a 1,4 millón en la indigencia (necesitan más del 20% de sus ingresos para pagar las facturas de gas y luz).

Los precios de transición y las nuevas RTI deberían subsanar este problema, lo que impone de hecho un freno a cualquier ajuste.

Como contrapartida, sin embargo, la RTI macrista les habría exigido a las prestadoras de los servicios un total de unas 2.600 obras, listado no sólo difícil de ejecutar por su extensión sino de controlar.

El Gobierno sabe que en esta coyuntura no es posible reclamar obras sin habilitar aumentos en el valor agregado de distribución, la porción de la tarifa que nutre la caja de las empresas reguladas. Por eso es que la línea de trabajo oficial es que el Estado ejecute las inversiones, en particular para expandir los servicios, eximiendo de esa carga a las prestadoras.

Este camino podría asumir la forma de obra pública convencional, a costear a través del Presupuesto. A menos este año hay importantes asignaciones para gasoductos, sólo uno de los capítulos de este rubro. La idea también es compatible con la inspiración keynesiana de la gestión de Alberto Fernández para reanimar la economía pandémica. De hecho la obra pública crecerá un 51,3% en términos reales en el 2021.

Para emprendimientos de menor envergadura, o si la situación fiscal no logra mayor holgura, podría apelarse a un cargo específico sobre la tarifa de ciertos usuarios beneficiarios de esas obras. Quizás para alimentar un fondo fiduciario bajo administración estatal, fórmula ya conocida.

El otro capítulo clave es la disponibilidad y el costo del gas, que para los usuarios prioritarios el Estado subsidiará a través del Plan Gas.Ar. Por este esquema Economía le garantiza a las productoras un precio relativamente ventajoso, recurso para animar las inversiones, que derraparon dramáticamente el último año.

El problema es que aún con ese millonario programa estímulo Economía no logró que las petroleras ofrecieran gas suficiente para cubrir íntegramente la demanda invernal, siempre mayor.

Si bien los productores empezaron a activar equipos y admiten que están animados con el Plan, la realidad es que quieren ver qué grado de cumplimiento tendrá la promesa oficial del subsidio. Su oferta en las subastas para vender el gas subsidiado no alcanzó, siquiera, a cubrir los 70 millones de metros cúbicos por día de la considerada “demanda prioritaria” (domicilios, comercios y usinas térmicas).

Bolivia también limitó a 14 millones de m3. día su compromiso de venta a la Argentina por la caída de su propia producción y la preferencia de abastecer a Brasil. Ante este panorama, hasta fuentes privadas no descartan cortes de suministro invernales, más allá de la vuelta de un barco regasificador que inyecte al sistema el GLP que pueda importarse.

A la caída en la producción de gas, tanto convencional como no convencional, se sumó una cuestión coyuntural días pasados como lluvias insuficientes para sostener la hidroelectricidad y el afán de exportar electricidad a Brasil a un precio ventajoso. Así es como en los primeros días de enero, inéditamente, faltó gas para producir electricidad.

Esto obligó a las centrales térmicas a funcionar con combustibles líquidos, más caros y costeados por la caja pública a través de Cammesa, la firma mixta de gestión estatal que administra el mercado eléctrico mayorista. Más aún: el lunes 4 de enero se suspendieron las exportaciones de gas para garantizar el abastecimiento interno.

Un cuadro circunstancial pero que anticipa un problema severo en los tiempos de frío, cuando la demanda crece indefectiblemente.

Más allá del subsidio del Plan Gas.Ar la producción de hidrocarburos está a la espera de la ley de promoción del sector que, entre otros anzuelos, le daría disponibilidad de las divisas que obtengan por las exportaciones. Pero la pobre performance de las ofertas en el marco de ese programa estímulo estaría retrasando el envío de esa iniciativa al Congreso.

Hay sectores dentro del Gobierno que están irritados porque consideran injusto seguir premiando a las productoras cuando éstas no ponen sobre la mesa lo que realmente se necesita para evitar las importaciones. Aunque eviten manifestarlo en público, esa realidad perturba a los funcionarios del área y agita una discusión interna importante.

Los técnicos oficiales saben que en la medida que las tarifas reguladas estén contenidas, el valor de las empresas gasíferas cae, aunque registren utilidades antes del pago de impuestos y deuda (Ebitda). Y que esto propicia que empresarios que miran el sector con ganas puedan hacer alguna oferta hostil para quedarse con alguna privatizada, bajo la apuesta de que la situación será más ventajosa en el futuro.

El papel de YPF como empresa testigo y energética líder del mercado es clave, más aun considerando que también controla a Metrogas. Pero las dificultades financieras de la compañía con mayoría estatal no deja de alimentar discusiones intestinas sobre su papel en este contexto.

Saliendo de su órbita de competencia técnica, Bernal opina que la petrolera tiene que “ponerse las pilas y salvar a Metrogas”, jaqueada por su pasivo en moneda dura. La sentencia del regulador cristinista da otra pauta de la enorme complejidad del escenario.

 

Fuente: https://www.clarin.com/economia/anticipan-falta-gas-invierno_0_V0Qil0iUN.html

 

 

 

 

 

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Distribuidoras de energía eléctrica aseguran que realizaron obras y que no habrá mayores cortes este verano

Las empresas distribuidoras de energía eléctrica aseguraron este martes que se invirtieron más de $50.000 millones en 2020 en obras de mantenimiento y mejora de las redes, por lo que afirmaron que “no deben esperarse mayores cortes que los que resultan habituales en los días de altas temperaturas” y pidieron rever tarifas de cara a 2021.

Así lo expresaron a través de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica (Adeera) en un comunicado en el que se destacaron las obras que se realizaron en el sistema eléctrico pese a las restricciones impuestas por la pandemia y el congelamiento tarifario.

“A la fecha, se puede asegurar que se logró prestar exitosamente el servicio en todas las jurisdicciones del país. Es así que entre todas las empresas invirtieron más de 50.000 millones de pesos en 2020, privilegiando las redes y su operación por sobre otras obligaciones”, sostuvo la entidad empresaria.

En esa línea, agregaron que “las distribuidoras tomaron deuda y postergaron otras obligaciones para realizar obras de mantenimiento y mejora de las redes; esto implica que no deben esperarse mayores cortes que los que resultan habituales en los días de altas temperaturas”.

Luego de destacar las obras de mantenimiento y mejoras, las empresas también expresaron su preocupación por la eventual extensión del congelamiento de tarifas.

El pronunciamiento sectorial se produce luego de que el 17 de diciembre pasado, el presidente Alberto Fernández firmara el Decreto 1020, que habilitó la renegociación tarifaria de la luz y el gas, que tendrá al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y al Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) al frente del proceso.

Esta decisión -en base a la lectura de las distribuidoras- puede significar que en el corto plazo no se autoricen ajustes en las tarifas de electricidad.

“Se requieren inversiones constantes para garantizar las condiciones de calidad requeridas por los usuarios, como así también para sostener la operación de los más de 450.000 km de redes que existen actualmente en nuestro país, lo que involucra a más de 80.000 personas que trabajan directa e indirectamente para prestar el servicio”, expresaron en un comunicado.

 

 

Fuente: https://www.ambito.com/obras/distribuidoras-energia-electrica-aseguran-que-realizaron-y-que-no-habra-mayores-cortes-este-verano-n5162092

 

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Preparan una ofensiva judicial para levantar la clausura de la terminal de gas de Escobar

YPF presentó la semana pasada ante la Subsecretaría de Puertos y Vías Navegables un pedido de prórroga de la habilitación especial que obtuvo hace algunos años para operar el puerto regasificador de Escobar. Es un requerimiento estándar que se presenta cada cuatro meses, cuando expira el waiver original expedido en 2014. Sin embargo, en este caso, la presentación se da en un contexto diferente.

La terminal de Escobar está clausurada desde el 17 de octubre de 2020 por decisión del Juzgado Federal de Campana, que hizo lugar a una demanda firmada por una vecina que afirmó que existe una “situación de peligro de muerte urbana masiva por estrago de incendio o explosión del Gas Natural Licuado (LNG)”.

Es una denuncia bizarra que carece de fundamento alguno. Entre los antecedentes incluso cita un informe realizado en China en 2002 sobre el procesamiento de Gas Licuando de Petróleo (GLP). Está todo mezclado. La demanda confunde GLP con GNL, es todo muy extraño”, explicó una fuente privada que tuvo acceso al expediente.

La demora en resolver el litigio judicial empezó a generar preocupación en despachos oficiales. La terminal regasificadora es una nodo estratégico para garantizar el abastecimiento de gas durante el invierno.

  • La situación es concreta: si el gobierno no logra destrabar el conflicto para los meses de frío, deberá cortar el servicio a industrias, comercial y GNC para asegurar el suministro de gas a los hogares.

¿Quién está a cargo del proceso?

Las empresas productoras, transportistas y distribuidoras descontaban que, a esta altura, el tema estaría resuelto. Es que ayer se cumplieron tres meses desde la clausura preventiva ordenada por los jueces Raúl Alejandro Roust y Adrián González Charvay, sin perspectivas de que la medida se vaya a levantar en los próximos días.

Hasta ahora la estrategia judicial corrió por cuenta del área de Legales de YPF, que encabeza Germán Fernández Lahore. La petrolera bajo control estatal es la operadora de la terminal de regasificación de LNG. En términos accionarios, está asociada en partes iguales con IEASA (ex Enarsa), pero la línea judicial corre por cuenta de los abogados de YPF.

Seguimos de cerca  el desarrollo del tema, pero confiamos plenamente en los equipos técnicos de YPF. Además, desde lo técnico, estamos convencidos de la solidez del contenido de los informes presentados”, indicaron a EconoJournal allegados a IEASA.

La petrolera que lidera el CEO Sergio Affronti presentó a la Justicia al menos dos informes técnicos que respaldan la correcta operación de la terminal y dan cuenta de la importancia de la planta para asegurar el abastecimiento de energía de país. Uno lo elaboró la Universidad de Rosario. El otro, una consultora internacional. Desde YPF evitaron realizar comentarios sobre el tema.

Refuerzo político

Pero ante la negativa de los jueces a levantar la clausura, desde el gobierno reforzarán la posición de YPF con informes de distintas dependencias del Estado. La Secretaría de Energía, que dirige Darío Martínez, consolidará reportes técnicos elaborados por IEASA, el Enargas (con datos oportados por las dos transportistas de gas, TGN y TGS) y Cammesa para que el juzgado de Campana revea su fallo.

Le vamos a presentar un informe a la Secretaría de Energía, quién entiendo compilará todos los informes para remitirlos a la Justicia”, indicaron fuentes cercanas a IEASA. En la misma línea se pronunciaron fuentes de otras dependencias estatales. Se trata, en definitiva, de empezar a ejercer algún tipo de presión política para resolver el problema.

«Si la política se ocupa del tema, debería resolverlo rápidamente. Por la importancia que tiene esa terminal, es inentendible que la terminal siga clausurada«, analizó un empresario del sector.

Licitación pendiente

IEASA tiene que licitar en febrero la primera tanda de cargamentos de LNG para reforzar la oferta de gas para el invierno. Es complejo, incluso legalmente, realizar ese concurso internacional sin visibilidad acerca de lo que sucederá con la terminal de Escobar. Más cuando aún no está definido si se recontratará el barco regasificador de Bahía Blanca. Desde lo técnico existe en el gobierno un consenso generalizado sobre la necesidad de re-instalar ese barco.

Es una decisión técnica que ni siquiera debería politizarse, pero el macrismo construyó esa narrativa cuando el ex presidente Mauricio Macri realizó un acto oficial para despedir el barco de Excelerate y la semana pasada el ex secretario de Energía Javier Iguacel volvió a insistir sobre ese relato al criticar el eventual regreso del buque.

Es un golpe innecesario porque tanto Iguacel, que cuenta con más de 20 años de experiencia en la industria, como la mayoría de los técnicos que trabajan en el sector saben que:

a) las inversiones en gas empezaron a paralizarse a fines de 2018 tras las violentas devaluaciones que se registraron en los últimos dos años de la gestión de Cambiemos;

b) se frenaron completamente en 2019 por el congelamiento de tarifas (de principios de ese año),

c) en el ánimo inversor incidió el default con los acreedores privados y el FMI y el cambio de gobierno,

d) el advenimiento de la pandemia complicó más el panorama, porque sumió al país en crisis economómica gigante (con una caída del PBI de más de 12 puntos en 2020);

e) la falta de claridad de las políticas sectoriales de la administración de Alberto Fernández, que extendió el congelamiento y aún no logró generar con la industria una mesa de trabajo productiva, acentúa el problema a futuro.  

Frente a ese mar de fondo, de complejísima resolución, poner el foco en el regreso o no de un barco regasificador es subestimar completamente el cuadro de situación.

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El Plan B para el shale gas de Vaca Muerta

Mientras se define un nuevo gasoducto troncal, el gobierno nacional y el Enargas promueven obras de menor envergadura para mejorar los tendidos existentes. Primero fue el Plan Gas, luego la renegociación tarifaria. Los asuntos pendientes en la extensa agenda del sector energético se plantean y buscan definiciones con el objetivo de alcanzar una producción que abastezca el mercado interno el próximo invierno. Ahora, le llegó el turno al tema del transporte. Desde la Secretaría de Energía dejaron sin efecto una licitación heredada del gobierno de Mauricio Macri para la obra de un nuevo gasoducto diseñado para ampliar la capacidad de transporte del gas de Vaca Muerta hasta Salliqueló, en […]

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Destacan el impacto del financiamiento chino a los proyectos ferroviarios de carga

Los acuerdos de financiamiento ferroviario recientemente anunciados entre el Gobierno nacional y empresas chinas “están destinados a proporcionar un impulso clave a la inversión en infraestructura en la Argentina”, evaluó Fitch Solutions, el área de investigación y análisis de la agencia internacional de calificación crediticia FitchRatings. Esa operación, juzgó la agencia con sedes centrales en Nueva York y Londres, brindará “apoyo a la recuperación del sector de infraestructura y la industria de la construcción en general, luego de dos años de debilitamiento de la inversión, como resultado de recortes presupuestarios, el progreso limitado de proyectos lanzados en 2018 como el […]

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Añelo: la ciudad eje de Vaca Muerta recobra actividad

El intendente Milton Morales destacó el impulso que tuvo en la zona el lanzamiento del Plan Gas 4. Por día cerca de 20.000 personas pasan por la pequeña localidad. El municipio planifica un plan para asfaltar el casco céntrico. Si bien Vaca Muerta no es ni un yacimiento ni un predio delimitado, Añelo se ha ganado su lugar como eje del shale neuquino por ser es la localidad que más siente el impacto positivo y negativo de la actividad no convencional. Fue así que el año pasado el inicio de la cuarentena obligatoria tornó a este pequeño pero bullicioso lugar en casi […]

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Estacioneros reclaman al Gobierno que la energética nacional los provea de gas para GNC

El objetivo es extender el período que establece la Resolución SE 447/2020 y de ese modo sortear los mecanismos de compra que propone el plan GasAr. Esperan respuesta de la Secretaría de Energía. A través de una nota enviada a la Subsecretaria de Hidrocarburos, Maggi Luz Videla Oporto, con copia al interventor del ENARGAS, Federico Bernal, la Confederación de Entidades del Comercio de los Hidrocarburos (CECHA), solicitó que la energética nacional IEASA, siga abasteciendo de gas a las estaciones de GNC más allá del 31 de marzo. La fecha corresponde a lo establecido por el artículo 4º de la Resolución SE 447/2020, […]

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Alberto a La Rioja: doble round con demandas norteñas para afianzar la alianza con los gobernadores

Con Quintela como anfitrión, Fernández encabezará segundo encuentro de capitales alternas. Al día siguiente, plato fuerte: llegarán gobernadores de toda la región con un amplio menú de pedidos. Esta semana La Rioja será el escenario de la política nacional con dos eventos de alto impacto: el segundo encuentro del gabinete federal mañana, y pasado con el desembarco de una decena de gobernadores para la reunión del Norte Grande. Ambos convites, a realizarse en Chilecito, consagrada capital alterna de la provincia. En su cualidad de anfitrión, el mandatario riojano Ricardo Quintela apela a ganar centralidad en el universo de gobernadores PJ, hegemónicos en el norte y, […]

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El Plan Gas podría tener una segunda ronda de licitación

Es el propósito del gobierno nacional ante las expectativas positivas que generó el programa de estímulos en la actividad gasífera. El gobierno nacional piensa en la posibilidad de abrir un nuevo proceso licitatorio del Plan Gas.Ar. Esta segunda ronda es el el marco del éxito de la jornada realizada en diciembre último, pero también atentos a que los precios internacionales del GNL están en alza y la producción de gas en Bolivia ha declinado, por lo que la Argentina necesitará potenciar sus recursos para disminuir al mínimo las importaciones. De acuerdo a Darío Martínez, secretario de Energía de la Nación, el Plan Gas.Ar tiene como objetivos […]

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CGC explorará la Vaca Muerta de Santa Cruz

La Compañía General de Combustibles realizará un pozo para estudiar la roca madre Palermo Aike. De la mano del Plan Gas 4 invertirán 450 millones de dólares en los próximos cuatro años. En las diversas cuencas hidrocarburíferas de Argentina hay identificadas 11 rocas madres, las formaciones que como, Vaca Muerta, son en las que se formaron hace millones de años los hidrocarburos. De momento solo la formación neuquina está en desarrollo pero eso podría cambiar en poco tiempo, ya que la Compañía General de Combustibles (CGC) puso en marcha un programa exploratorio para estudiar las particularidades de esa formación no convencional Palermo […]

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La Patagonia es la segunda región del país con más generación de energías renovables

Argentina posee un total de 4.116 MW de potencia instalada en los grandes parques de energías renovables, de los cuales Buenos Aires genera 1157 MW, seguida por Patagonia con 1007 MW. El sistema eólico es el predominante con el 63% de potencia sobre el total de todas las fuentes, producto a que se desarrolla en cinco de las ocho regiones del país, informó la Fundación Empresaria de la Patagonia (FEPA). Justamente dos de esas zonas, Buenos Aires (GBA incluído) y la Patagonia, concentran el 80% de los parques eólicos, alcanzando 2084 MW entre ambas. Lo que además las convierte en […]

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Arabia Saudita no envió crudo a los EE.UU. por primera vez desde 1985

La depreciada demanda que tiene el país de Norteamérica no requiere de tantas compras al exterior. No se espera un repunte significativo en el corto plazo. Por primera vez en 36 años Estados Unidos no importó petróleo desde Arabia Saudita y la decisión llegó un mes después de que el reino amenazó con diezmar la industria energética norteamericana con un “tsunami” de exportaciones de crudo. La ausencia de entregas es el desenlace de una caída en los envíos de crudo a los Estados Unidos que abandonaron el reino en octubre. Los buques petroleros de Arabia Saudita tardan unas seis semanas […]

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Controlada de YPF es acusada de competencia desleal y le debe a la petrolera $8.700 millones

Se trata de la empresa Astra Evangelista. En tan sólo nueve meses, esta compañía cuadruplicó su patrimonio neto negativo. Hace algunas semanas, la Federación de Cámaras del Sector Energético de la provincia de Neuquén (Fecene) hizo una denuncia en relación a una situación que catalogaron como “grave”. El vector considerado eran las “relaciones comerciales” y la sorpresa venía dada porque la compañía referida a la cual se apuntaba era una empresa controlada en un 99% por YPF, llamada Astra Evangelista (AESA). La actividad de AESA está focalizada en cuatro pilares: la construcción integral de obras, la fabricación de equipos y módulos de proceso, […]

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La petroquímica que industrializa el gas fueguino y genera miles de empleos en Magallanes

La corporación Methanex ha creado miles de empleos y genera millones de dólares en exportaciones de Metanol, producto derivado del gas que se envía desde Tierra del Fuego por un gasoducto. Muchos fueguinos ignoran la existencia del complejo productivo de Methanex, ubicado en el sector de Cabo Negro en la región de Magallanes, a 28 kilómetros al norte de la ciudad de Punta Arenas, que ha creado miles de empleos y genera millones de dólares en exportaciones de Metanol, producto derivado del gas que se envía desde la provincia argentina de Tierra del Fuego por un gasoducto que es utilizado […]

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El primer parque de energía solar, a punto de inaugurarse en Misiones

La provincia de Misiones tiene a punto de terminar de instalar su primer parque solar de generación de energía en Posadas, una obra que está ubicada en el oeste de la capital misionera, adyacente al barrio Itaembé Guazú que, de por sí, se ha constituido en toda una avanzada en asentamientos con infraestructura del siglo XXI. Llegaron a la tierra colorada dos ingenieros italianos especializados para la puesta a punto de la planta en ejecución, así como la capacitación de los técnicos locales quienes serán que deban operar de aquí en adelante la planta. Se trata de la firma Orel […]

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Tarifas: Los servicios de luz y gas no subirán más de un dígito en todo 2021

A la espera de que los entes reguladores terminen de diseñar la tarifa de transición, el convencimiento en el sector es que el precio de los servicios de energía eléctrica y gas, si aumentan, lo harán en un dígito, a partir del 15 de marzo, dijeron fuentes oficiales a LA NACION. Ese incremento -de haber, como remarcan en el Gobierno- sería el único en todo 2021, puesto que se trata de un año electoral. Las tarifas de gas y electricidad no se actualizan desde febrero y marzo de 2019, es decir, desde hace casi dos años, en una economía que arrastra una inflación de […]

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Adaptar las redes eléctricas en la UE creará 500.000 empleos, según patronal

Adaptar las redes eléctricas a las necesidades de distribución de la transición energética en la Unión Europea precisará invertir entre 375.000 y 425.000 millones de euros hasta 2030 y generará 500.000 puestos de trabajos, según un análisis publicado este jueves por la patronal europea del sector, Eurelectric. “Para ser apto para su propósito en un sistema de energía cada vez más descarbonizado, descentralizado y digitalizado, existe una necesidad urgente de aumentar las inversiones en las redes de distribución de Europa”, señaló Eurelectric en un comunicado. La plataforma en Bruselas de las empresas eléctricas subrayó que “las redes de distribución son […]

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Tarifas: las generadoras de electricidad advierten que por el congelamiento habrá problemas de abastecimiento

Las usinas siguen los pasos de las distribuidoras, que ya habían difundido sus quejas por el freno a los aumentos. Las generadoras eléctricas emitieron un comunicado quejándose del congelamiento de precios. El martes, habían sido los distribuidores de electricidad (Edesur, Edenor, Edelap) los que habían advertido al respecto. “Vemos con profunda preocupación una situación que, de mantenerse, afectará el normal abastecimiento eléctrico del país”, expresó la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica (AGEERA). Enel, Pampa y Central Puerto están entre los principales jugadores de este negocio. En el sector circula que el Gobierno estudiaba una reducción aún mayor de lo que estaba pagando, […]

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¿Será la fusión nuclear la respuesta a la crisis climática?

Estados Unidos eliminaría todas las emisiones de gases de efecto invernadero de su sector eléctrico para 2035, un objetivo ambicioso establecido por el presidente electo Joe Biden. Implica un fuerte aumento en la producción de energía eólica y solar. Los Investigadores que están desarrollando un reactor de fusión nuclear que puede generar más energía de la que consume, han demostrado en una serie de artículos recientes que este nuevo proyecto debería funcionar, devolviendo el optimismo de que ayudará esta fuente de energía limpia e ilimitada a mitigar la crisis climática. Aunque el nuevo reactor aún se encuentra en las primeras etapas […]

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Valle de Uco tendrá inversiones en energías renovables

Se trata de la realización de 14 sistemas fotovoltaicos, instalados en 14 sistemas productivos del Valle de Uco, que ayudarán a los sectores industriales y agrícolas a disminuir los costos de producción, mientras que también proveerán al sistema eléctrico de energía renovable. Desde el Ministerio de Economía y Energía, a través de su Dirección de Innovación y Desarrollo Económico, en conjunto con la Cámara de Comercio, Industria, Agricultura y Turismo de Tunuyán, llevarán adelante un estratégico proyecto de desarrollo de energías renovables, con inversiones públicas y privadas, logrando principalmente una modificación en la estructura de costos del sector productivo del Valle de Uco. Estas acciones […]

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Francesa Total anuncia adquisición de 20% de filial de energía solar del grupo indio Adani

París, 18 Ene 2021 (AFP) -Total anunció el lunes la adquisición del 20% del grupo indio Adani Green Energy Limited (AGEL), presentado como el primer creador de energía solar en el mundo, en una nueva etapa de diversificación del gigante petrolero y gasístico francés en el sector de la energía renovable. Las empresas se pusieron de acuerdo para que Total adquiera “una participación de 50% en una división solar operacional de 2,35 GWac en manos de AGEL y una participación de 20% en esta empresa, por un monto global de 2.500 millones de dólares”, informó el grupo francés en un […]

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¿Para qué sirve realmente el Plan Gas 4? Una mirada optimista de largo plazo

Por Pablo Rueda, socio Martínez de Hoz & Rueda

La Argentina se distingue de sus países vecinos en cuanto a que el porcentaje de penetración del gas natural en su matriz energética es de aproximadamente un 25%, comparado, por ejemplo, con un 2% de Brasil.  Esta alta penetración se debe principalmente a su extensa red de distribución residencial, comparable con los países más desarrollados en gas natural, como por ejemplo los Países Bajos.

Este consumo residencial de gas natural tiene una alta estacionalidad en el invierno, característica que influye significativamente en todo el mercado mayorista de gas natural, y particularmente en la disponibilidad invernal de gas natural para las industrias, y el potencial de desarrollo de proyectos de exportación. Por ejemplo, la demanda promedio de julio 2019 fue de 150  millones de metros cúbicos por día, mientras que en marzo de 2019 fue de 102.  Esto crea el dilema que, aun en escenarios en donde nos sobra gas natural, hay períodos en que es necesario importar para cubrir los picos de invierno.  Es por ello que el reciente Plan Gas 2024 implementado por el Gobierno (PG4) adjudica distintos precios para el período estival (siete meses con un factor de descuento de 0.82) que para el período invernal (cinco meses con un factor incremental de 1.25).  Esto no solo reconoce la mayor demanda durante el invierno, sino que abre la puerta para futuros desarrollos de almacenaje de gas natural.

Otra característica que nos distingue de nuestros vecinos, es el gap entre lo que paga el consumidor residencial de gas natural y lo que cuesta el gas natural en el mercado interno (producción doméstica) o externo (importación). En 2015 el usuario residencial argentino pagaba un diez por ciento del costo del gas consumido. El saldo es subsidio, ya sea del Estado o del productor doméstico, al cual muchas veces se lo obliga a vender por debajo del mercado, congelando tarifas, impidiéndole exportar o creando derechos de exportación.  Este gap se redujo significativamente hasta el 2019 en que empezó nuevamente a aumentar.

En este escenario nace el PG4 a las apuradas a través del Decreto de Necesidad y Urgencia N° 892/2020 del 16 de noviembre de 2020, intentando frenar la caída de la producción local del gas natural, producto de la coyuntura macro, el congelamiento tarifario de la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el marco de la emergencia pública N° 27.541 y la pandemia. Es que la consecuencia de no ocuparse de la caída de producción doméstica,  es necesariamente el incremento de la importación de energía, sea gas natural, GNL o sus sustitutos más caros, gas oil y fuel oil.

Más allá del relato, para todo el espectro político, desde el Frente de Todos hasta Cambiemos, las principales necesidades públicas en materia de abastecimiento de la demanda residencial y de generación (el objeto del PG4), son las mismas:

  • La seguridad del abastecimiento, sustentado principalmente en una producción doméstica que desarrolle nuestros propios recursos y genere empleo; y
  • (ii) Precios domésticos residenciales en tarifas de gas y electricidad pagaderos en pesos, y cuyos ajustes traten de no superar la inflación.  Por otro lado, la principal necesidad de las empresas privadas (incluyendo YPF) para invertir a riesgo propio (en contraposición a invertir a riesgo del Estado) es contar con precios desregulados en dólares que les permitan viabilizar y recuperar sus inversiones.

Es por ello que el desarrollo de nuestros recursos gasíferos en el largo plazo depende de la conciliación eficaz de las referidas necesidades públicas y privadas. Es por ello también que nuestro histórico y recurrente fracaso en el desarrollo de nuestros recursos gasíferos, se debe justamente a la mala conciliación entre tales necesidades públicas y privadas. En 1992 decidimos que los usuarios residenciales paguen tarifas dolarizadas asumiendo que la Argentina nunca más iba a devaluar. En 2002 decidimos romper todos los contratos del sector energético y que los productores reciban por años un precio que no les permitía invertir en nuevos desarrollos.  Desde ese momento nacieron un montón de parches, ninguno de los cuales logró crear un marco sostenible de largo plazo que concilie los intereses públicos y privados en materia de gas natural.

Existen tres bolsillos de donde sacar la plata para solventar el costo del componente gas natural (el commodity) que consumen los usuarios residenciales de gas natural (ya sea como gas o como electricidad). 

  • El primer bolsillo es el de los consumidores residenciales a través de las tarifas que pagan a las distribuidoras.  Si no existen otros bolsillos, serán éstos quienes asuman el riesgo de una devaluación de la moneda argentina frente al dólar.
  • El segundo bolsillo es el bolsillo de cada uno de los argentinos, es decir el del Estado Nacional. Este bolsillo se usa por ejemplo cuando el Gobierno importa gas a precios superiores a los que pagan los usuarios en sus tarifas, o cuando a través del Plan Gas 1, 3 o 4, el Estado Nacional paga a los productores domésticos un precio superior al que pagan los usuarios en sus tarifas.  
  • El tercer bolsillo es el bolsillo de los productores domésticos.  Este bolsillo recién se usó desde el año 2002 con la Ley de Emergencia Económica N° 25.561 que congeló las tarifas de los servicios públicos, incluyendo las de gas natural y de electricidad.  Cuando el Gobiernos interviene los precios y los fija o congela en pesos, los productores domésticos asumen un subsidio cruzado y además el riesgo de la devaluación de la moneda argentina, como ocurre actualmente desde la vigencia de la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el marco de la emergencia pública N° 27.541.

Así, si bien es de interés público que los precios del gas natural pagados por la demanda residencial (primer bolsillo) sean lo más bajos posible, es igualmente cierto que existe  un interés público en que los precios que reciben los productores domésticos de gas natural (tercer bolsillo), sean suficientes para viabilizar inversiones en el desarrollo de los recursos hidrocarburíferos, para el abastecimiento de esa demanda residencial y de la demanda interna en su conjunto, evitando tener que  depender de la importación. Por ello, desde el escenario de escasez de la producción doméstica de gas natural que comenzó en el  año 2004, los gobiernos han intentado generar programas de incentivos de inversiones para la producción doméstica (por ejemplo: el Plan Gas 1 del período 2013/2017) transfiriendo riqueza del Estado Nacional (segundo bolsillo) hacia los productores domésticos (tercer bolsillo),  para compensar subsidios a consumidores principalmente residenciales (primer bolsillo). 

El PG4 concilia eficientemente los intereses públicos y privados en juego, garantizando a los productores domésticos un precio de compra de gas natural en dólares por cuatro años (ocho años para el off shore), precio que resulta de una licitación competitiva para abastecimiento de la demanda residencial y la demanda de generación, por hasta un volumen máximo de setenta millones de metros cúbicos día. Teniendo un horizonte de mediano plazo de demanda y precio, los productores están en condiciones de comprometer las inversiones necesarias para el sostenimiento de la producción.

La característica fundamental del Plan Gas 2024 para conciliar las necesidades públicas y privadas que permitan un sostenido abastecimiento en el largo plazo, es que en el caso de la demanda residencial, los compradores (las distribuidoras de gas como Metrogas, Centro o Naturgy), pagarán a los productores el precio que se establezca para cada período en sus respectivos cuadros tarifarios, y el Gobierno pagará cualquier diferencia, si alguna, entre el pecio en pesos de los cuadros tarifarios y el precio en dólares adjudicado a los productores, creando un mecanismo que permite amortiguar el impacto de eventuales devaluaciones del peso a los consumidores residenciales durante los cuatro años de vigencia del Plan Gas 2024.

Del lado de los productores, esa garantía del Gobierno tiene como contrapartida el compromiso de los productores de sostener las curvas de producción comprometidas en el PG4, dando así garantías al Gobierno en cuanto a la realización de inversiones, sostenimiento del empleo y desarrollo local del recurso.

Finalmente, como incentivo a lograr la mayor participación posible de los productores, el PG4 logra una efectiva compatibilización del mismo con sus planes antecesores, en particular el Plan Gas de la Resolución S.E. N° 46/2017, y establece una prioridad de otorgamiento de autorizaciones de exportación estivales, para aquellos oferentes que resulten adjudicados.

Obviamente existen otras miradas posibles, como por ejemplo la relación del PG4 con el DNU N° 1053/18 del Gobierno de Macri por el que el Gobierno asumió las diferencias de cambio producidas por la devaluación de principios de ese año, entre los cuadros tarifarios en pesos y los importes en dólares debidos por las distribuidoras a los productores.  Si bien el DNU N° 1053/18 fue derogado por este Gobierno, e incluso objeto de una causa penal, en definitiva tanto el PG4 como el DNU 1053, hacen lo mismo, es decir, establecer un mecanismo en donde, frente a una devaluación, el Gobierno asume diferencias de tipo de cambio entre el precio del gas que pagan los usuarios residenciales a través de sus tarifas en pesos, y lo que las distribuidoras de gas deben pagar a los productores en el marco de contratos de venta denominados en dólares.

También con el sombrero negativo, las garantías de cobro de los productores de los precios adjudicados en virtud del PG4, tienen procedimientos y riesgos asimilables a los pasados Plan Gas 1 y 3, todos los cuales de algún modo u otro fueron parcialmente incumplidos por todos los Gobiernos de turno.

Volviendo a una visión optimista y corriéndonos del corto plazo, es ahí donde se advierte el mayor potencial del PG4.  Como vimos, hasta la fecha no se ha podido conciliar los intereses públicos y privados involucrados en el abastecimiento de la demanda residencial de gas natural. Eso no solo afecta a los consumidores residenciales, sino que impacta letalmente en la contractualización en el largo plazo del sector industrial y de la exportación. 

La principal consecuencia del PG4 es que, a diferencia del Plan Gas 1 o la Resolución 46, este contiene elementos que estimulan la contractualización a mediano plazo entre la demanda residencial y los productores domésticos, y más importante aún, la contractualización de la producción doméstica con la demanda interna industrial y la exportación.  

Si las partes involucradas en el PG4 cumplen con sus compromisos, constituye una buena herramienta para generar señales adecuadas para que los productores retornen a la libre contractualización en el largo plazo de la demanda industrial doméstica, desaparecida desde la creación de las prioridades de despacho en favor de la demanda residencial en el año 2004.  Esta falta de contractualización, que pasa muchas veces desapercibida en el debate público, es realmente una condición fundamental para el desarrollo futuro de nuestro país con inversión privada a riesgo (en contraposición a invertir a riesgo del Estado).  Hoy la mayor parte de los proyectos de inversión en el mundo son financiados por bancos que, cuando no existen garantías de pago del gobierno, exigen al desarrollador fuertes contratos de largo plazo con sus proveedores y clientes que aseguren la viabilidad del proyecto y el repago del préstamo.   Contar con un suministro confiable de energía instrumentado en un contrato que asegure cantidad y precio, es uno de los condicionamientos más relevantes de cualquier proyecto de inversión sea de minería, petroquímica, automóviles, etc.

Por otro lado,  a partir del descubrimiento del yacimiento no convencional Vaca Muerta y la factibilidad técnico-comercial de su explotación mediante técnicas de estimulación no convencionales, la disponibilidad de la oferta doméstica de los hidrocarburos ya no depende de la existencia de reservas probadas.  Hoy, a diferencia de los noventa, sabemos que la Argentina cuenta con recursos suficientes para abastecer sus necesidades de gas natural por varias generaciones.  Por eso la disponibilidad de ese recurso depende esencialmente de crear las condiciones para la inversión en su desarrollo. Sin esa inversión, sabemos que el recurso existe, pero no podemos aprovecharlo.

Al contractulizar la demanda residencial en el mediano plazo, a través de un mecanismo que, de respetarse, concilia eficientemente el interés público y privado involucrado en el abastecimiento de la demanda prioritaria residencial, el PG4 viabiliza el retorno de los contratos de largo plazo en el mercado mayorista de gas natural, abriendo oportunidades para el desarrollo de otros importantes proyectos de inversión, tanto a nivel de la industria local, como en el desarrollo de Vaca Muerta a escala global. Amén.

La entrada ¿Para qué sirve realmente el Plan Gas 4? Una mirada optimista de largo plazo se publicó primero en EconoJournal.

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Ecuador ratifica la continuidad de su subasta de energías renovables por 200 MW

Ecuador, tierra diversa con volcanes, montañas, selvas y playas también empieza a ser reconocida por sus recursos naturales con gran potencial para la generación de electricidad.  

En el último año, el Gobierno ha impulsado una serie de convocatorias para proyectos de energías renovables no convencionales, tales como el fotovoltaico El Aromo (200 MW), el eólico Villonaco II y III (110 MW) y el parque Conolophus (14,8 MWp en fotovoltaica y 40,9MWh en almacenamiento). 

Pero aquello no sería todo. Ecuador también incluyó en su Plan Maestro de Electrificación, un Proceso Público de Selección (PPS) por Bloques de ERNC que incorporará 200 MW adicionales. 

Para lograr las metas de expansión de la generación con estas tecnologías, el PPS deberá realizarse este mismo año 2021 y no posponerse para asegurar la entrada en operación de las nuevas centrales de ERNC en 2022. Eso, debería suceder haya cambios o no en la administración tras las elecciones presidenciales del mes próximo (febrero 2021). 

Según aseguró el actual viceministro de Electricidad y Energía Renovable de Ecuador, Hernando Merchán, no sólo va a iniciarse el PPS este año, sino que también reforzó la idea de que se respetarán los PPA resultantes. 

“El Gobierno ha dado una señal muy clara: la seguridad jurídica”, declaró el viceministro.

Durante su participación en la Mesa Redonda sobre Energía en Ecuador, no dudó un segundo en afirmar que “se van a mantener a futuro los contratos”.

“Se necesita confianza de los inversores. Desde ese punto de vista, el gobierno ha manifestado permanentemente a través de los ministerios relacionados con el desarrollo de las energías en el país, la seguridad jurídica”. 

“Creo que ese es el punto más importante en el cual debemos soportarnos para el futuro en el crecimiento eléctrico en el país, más allá de que se establecen unos Procesos Públicos de Selección absolutamente transparentes, con la posibilidad de que todas las empresas puedan participar y con una planificación adecuada que está en el Plan Maestro de Electrificación a un horizonte al 2030”, amplió el referente del Gobierno. 

Los pliegos del PPS por 200 MW renovables saldrán a la luz en los próximos meses. Tal como adelantó Energía Estratégica se incluirán en esta convocatoria: “aprovechamientos hidroeléctricos hasta completar los 120 MW, eólicos y solares en el orden de los 50 MW y 30 MW a base de bioenergías”. 

“Los procesos están preparados, organizados y con las reglas claras, además de publicados en el portal de internet del ministerio para que desde cualquier parte del mundo se pueda conocer cuál es la política de Estado”, ratificó el viceministro. 

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Hay oportunidades pero falta regulación: Puntos pendientes para instalar solar y baterías en México

¿2021 podrá ser el año de las energías renovables y el almacenamiento? Para Carlos Ortiz Diaz, presidente de la Comisión de Energía Solar en el Consejo de Cámaras Industriales de Jalisco y CEO Greenergy, “sería fantástico, pero requerimos mucho trabajo para dar certidumbre jurídica y regulatoria”.

Por el contrario, advierte que hasta que no haya certidumbre jurídica en el país continuará sin despegar el mercado. ¿Porqué? El referente empresario compartió en detalle su análisis en esta entrevista exclusiva para Energía Estratégica.

¿Qué oportunidades reales hay de apalancar las ventas de sistemas fotovoltaicos con baterías?

Hay quienes ven oportunidades en las tarifas que son horarias y dónde hay horario base, intermedio y punta. Seguramente ese sea el principal mercado para almacenamiento. Hoy tenemos ya algunas experiencias donde el “peak shaving” es rentable y una excelente opción para industriales en México 

Si nos vamos al sector residencial o comercial, donde las tarifas son planas (que no tienen horario) no hay ningún sentido económico para instalar baterías, porque toda la energía excedente la puedes entregar a la red al mismo precio. 

Entonces, ¿no cobra sentido agregar baterías de litio a los techos solares? 

Cuando hay net metering en tarifas planas, no hay ningún incentivo económico para usar baterías en general. 

Sólo en algunos casos en residencias y comercios que buscan un respaldo en caso de fallas en la red, las soluciones de almacenamiento de energía se están implementando hoy en día. Sin embargo, existen otras alternativas para esto en UPS y baterías de plomo que hacen que no se opte por baterías de litio. Las baterías de plomo se pueden tener en flotación y sólo se requerirán algunas horas, en caso de que hayan apagones, esto alarga su vida útil.

¿Qué tipo de usuario puede aprovechar esta alternativa sin que signifique una pérdida? 

Hace sentido económico dependiendo de la tecnología de batería. Cuando puedes garantizar a largo plazo, tienes una buena solución para los usuarios finales. En estos casos de descargas diarias, la vida útil en plomo es corta. Es aquí donde el litio jugará un papel fundamental en cuestiones de descargas diarias. 

Con lo que nos vamos a topar es analizar si con las marcas existentes garantizarán durabilidad a largo plazo. Esto es fundamental

Luego hay que considerar que quienes podrían aprovechar esta alternativa principalmente son los que tienen tarifa horaria, es decir, los consumidores con demandas superiores a 100 kW.

¿Para abrir más el mercado es necesaria nueva regulación? 

Totalmente. La Ley de la Industria Eléctrica (LIE) no consideró puntual o específicamente a los Sistemas de Almacenamiento de Energía (SAE), sin embargo, en distintos documentos posteriores a la LIE se describen estos SAE, se establecen algunas condiciones y se describen los tipos de sistemas disponibles.

Fue en Febrero de 2019 cuando CRE emitió un acuerdo que no pudo ser publicado en el Diario Oficial de la Federación. En este acuerdo, se establecía y daba apertura para describir los SAE, considerarlos como elementos clave en términos de los criterios de Calidad, Confiabilidad, Continuidad, sustentabilidad y seguridad (directamente relacionado al Código de red también). Lamentablemente se detuvo esta publicación.

Y sin para este año 2021 en el programa regulatorio de la CRE no hay nada que hable de almacenamiento; con lo cual, no se tiene considerado avanzar en este tema. 

¿Qué sucedió con las disposiciones que la CRE había preparado en materia de almacenamiento?

En febrero de 2019 se emitió un acuerdo en la CRE al respecto, pero no se ha publicado aún en el Diario Oficial.

¿La Secretaría de Energía no podría pronunciarse al respecto?

Podría dar una instrucción, pero fue la misma SENER la que bloqueó la publicación de aquel acuerdo que iba a abrir el paso al almacenamiento de energía.  Así que no lo vemos posible, al menos por ahora. 

Ya tenemos un mercado, los usuarios industriales entienden de los beneficios de los sistemas de Almacenamiento de Energía, también la tecnología ha avanzado bastante. Por otro lado, en cuanto a empresas que tenemos experiencia hay bastante talento. Lo único requerido para el gran ¡Boom! será la certeza jurídica y regulatoria.

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BICE y Banco Nación: Bioenergías plantean al Gobierno facilitar financiamiento de proyectos renovables

Las subastas de energías renovables del Programa RenovAr aún tienen contratos pendientes que abarcarían alrededor de 2000 MW en potencia instalada.

Uno de esos emprendimientos es el de Biotérmica Las Lomitas S.A., adjudicado durante RenovAr 2 en la zona central de la provincia de Formosa, más precisamente en el departamento de Patiño.

Dicho proyecto comenzó la construcción hace más de un año, pero sufrió la caída del financiamiento tras las elecciones primarias de 2019. Desde entonces está a la espera de que vuelva a haber financiamiento en Argentina para este tipo de iniciativas.

Biotérmica Las Lomitas implica una potencia de 10 MWh netos para inyectar a la red que funciona con biomasa seca y, en palabras de su directivo, Manuel Ron, “tiene un potencial de desarrollo enorme en una región donde faltan proyectos industriales o agroindustriales”.

“Un punto fuerte del proyecto es el desarrollo social por la cadena de biomasa, la cadena de proveedores, entre otras”, agregó.

Con ello se refiere a que el empleo directo contaría con cuarenta personas aproximadamente, mientras que el indirecto, en la cadena de biomasa, superaría los doscientos trabajadores.

“¿Cómo es la búsqueda de financiamiento? Hay dos factores: por un lado, la voluntad política de la Secretaría de Energía de extender los plazos de los contratos o quitar penalidades. Por el otro, algún financiamiento bancario que sea apto para este tipo de riesgo, con tasas y plazos adecuados y las garantías que sean necesarias”, aseguró Ron.

“Hace falta financiamiento, que tiene que estar, de alguna manera, direccionado por el Estado Nacional, que es quien aplica las reglas del juego”, detalló.

En cuanto a la posibilidad de subvención por parte del gobierno o del banco provincial, tal como busca acordar Chaco con el proyecto fotovoltaico de Albares S.A, aquí el directivo no lo ve con tanta claridad:

“Los montos de este proyecto no le alcanzan al Banco de Formosa. Se requiere la participación de un banco de otra escala, como el Banco Nación, el Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE), o alguno de fomento”.

Además reconoce que “actualmente no están las condiciones para poner un nuevo proyecto”, pero a la vez aclara que las renovables son la única posibilidad que tiene Argentina de disminuir las emisiones y cumplir con los compromisos frente al cambio climático.

Por lo que plantea una pregunta de cara al futuro, sobre el mejoramiento de las circunstancias macroeconómicas y desarrollo de emprendimientos: “¿Qué mejor oportunidad para el gobierno de generar empleo genuino que potenciando los proyectos que están en stand by y converger con los acuerdos firmados?”.

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OLADE exhorta a gobiernos latinoamericanos a desarrollar políticas energéticas a largo plazo

Frente a la crisis global, acentuada por la segunda ola del coronavirus como pandemia, el secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), Alfonso Blanco Bonilla, llamó a fortalecer las instituciones, generar políticas energéticas de largo aliento y políticas de Estado congruentes entre los países de América Latina.   

“El sector de la energía tiene que ser parte esencial y fundamental en un modelo de desarrollo. En un escenario postpandemia tiene la capacidad de generar empleo, dinamizar la economía en una recuperación sostenible que es tremendamente necesaria para nuestra región”, consideró Alfonso Blanco.

De allí, el referente destacó que se generan una gran cantidad de oportunidades, tales como:

-salir del modelo extractivista que tienen muchas de las economías de nuestra región e incorporar un modelo de desarrollo que integre una gran cantidad de componentes a una polìtica energética a largo plazo;

-mayor participación del sector privado en los modelos de negocio para el sector de energía         

-mayor aprovechamiento de los recursos naturales que tiene nuestra región para incorporar a las energías renovables en un modelo de desarrollo sostenible

-incrementar los intercambios energéticos y la integración a nivel regional 

Por supuesto que para lograrlo se presentarán en el camino una serie de desafíos que no son ajenos para la Organización Latinoamericana de Energía. Sobre estos también se refirió Alfonso Bonilla, quien mencionó con especial énfasis que se debe trabajar muchísimo en la seguridad jurídica y la modernización del sector.

Aquella modernización a la que hizo referencia Bonilla durante su participación en la Mesa Redonda sobre Energía en Ecuador, sería en términos regulatorios e institucionales. 

“Hay que atraer de alguna forma a la inversión privada y generar un clima de negocios que sea estable y de largo plazo con respeto jurídico institucional”, reflexionó. 

En tal sentido, agregó que el fortalecimiento de las instituciones alimenta esta seguridad jurídica necesaria para un modelo de desarrollo que integre la acción del Estado y de los privados”. 

Y concluyó, que la invitación para trabajar en tales sentidos no son solo para las administraciones de gobierno actuales, sino también para los distintos actores que van a formar parte de la carrera electoral y que eventualmente se conviertan en nueva administración.

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Panamá invita a gremios de energías renovables al Consejo Nacional de Transición Energética

A través de la Resolución MIPRE-2021-0001095, la Secretaría Nacional de Energía estableció los primeros lineamientos de coordinación para el Consejo Nacional de Transición Energética.

El mismo se conforma como una instancia de asesoría, consulta y rendición de cuentas para los Lineamientos Estratégicos de la Agenda de Transición Energética.

Se trataría del primer organismo multidisciplinario en este país en congregar a 17 máximos referentes del sector público y privado con incidencia en el sector energético nacional.

Esto sería un gran paso, no sólo para dar seguimiento a la Agenda 2030 del país, sino para sentar las bases de una política de gobierno de largo aliento que podría devenir en política de Estado.

Para la elección de aquellos referentes que se sentarán en la mesa de diálogo federal los representantes del sector privado serán escogidos de una terna que presente el gremio o sector al Consejo.

En detalle, la Resolución indica que los miembros del gremio o sector deberán enviar una nota con la terna de sus candidatos a la Secretaría Nacional de Energía por la vía del correo infoenergia@energia.gob.pa Allí se debe explicitar: hoja de vida de los mismos y las razones por las cuales desean participar como representante del gremio o sector.

Los convocados son:

  1. Las empresas generadoras de electricidad;
  2. Las empresas distribuidoras de electricidad;
  3. Las empresas de eficiencia energética y/o instaladores de paneles solares;
  4. Los contratistas de Zona Libre de Combustible;
  5. Las empresas importadoras – distribuidoras de combustibles fósiles, sus derivados y biocombustibles;
  6. Los gremios profesionales relacionados al tema energético;
  7. Las asociaciones de usuarios de energía eléctrica; y
  8. El sector académico relacionado al tema energético.

Ver Resolución

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Trina Solar, primer fabricante fotovoltaico en obtener doble Certificación en Protección del Medio Ambiente

Trina Solar informa que recientemente obtuvo “Declaración de Producto Ambiental” por partida doble: de parte de UL, organización mundial independiente de certificación en ciencia y seguridad y del EPDItaly.

Se trata de los primeros reconocimientos en la industria fotovoltaica entregados de manera simultánea por ambas entidades.

La ceremonia se llevó a cabo en Changzhou, provincia de Jiangsu, China, el 13 de enero de 2021. Cao Bo, Director General adjunto de Trina Solar, y Shi Jun, Director General de UL, asistieron a la reunión.

Para cumplir con los estándares ISO 14025 y EN 15804 de la industria, la certificación EPD es una validación de seguridad para productos sostenibles.

A través del seguimiento del impacto ambiental de todo el proceso productivo, incluido el abastecimiento de materias primas, la fabricación y el procesamiento, el transporte, la vida útil y el reciclaje, el mencionado estándar proporciona a  inversionistas y propietarios de proyectos fotovoltaicos, información autorizada sobre el desempeño ambiental de los productos o servicios solares para simplificar su decisión.

Cada EPD es válida por cinco años y es aplicable a los mercados europeos, norteamericanos y globales, lo que indica que los módulos de Trina Solar cumplen con los estándares de sustentabilidad a nivel mundial.

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“La obtención de certificados EPD promoverá aún más la protección al medio ambiente y la innovación que hace Trina Solar. La compañía se dedica constantemente al desarrollo de módulos solares fotovoltaicos con la mayor eficiencia y respeto a la ecología. Y también ahorrará esfuerzos para resolver en lo posible la contradicción entre el desarrollo tecnológico y el consumo de recursos, para explorar nuevos caminos hacia el desarrollo sustentable y para establecer un sistema de suministro de energía más limpio y sostenible para la especie humana”, dijo el Sr. Cao Bo, Director General Adjunto de Trina Solar.

 

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Vestas abastecerá su flota de vehículos eléctricos con cargadores de Enel X

Las estaciones de carga incluyen JuiceBoxes, una avanzada tecnología de recarga de coches eléctricos, y JuicePoles, que permiten la recarga eficiente de dos vehículos al mismo tiempo a través de una tarjeta o aplicación RFID.

La red de recarga de Enel X servirá a las flotas de automóviles en todos los lugares de trabajo en 15 de los mayores mercados de Vestas, que abarcan Europa y América.

El propósito de Enel X, como líder tecnológico en la industria de la movilidad eléctrica, es impulsar la transición energética apoyando la electrificación de las flotas públicas y privadas, y el desarrollo de ciudades inteligentes y sostenibles.

«Nuestro acuerdo apoyará a Vestas en el camino hacia sus ambiciosos objetivos de sostenibilidad, así como promoverá aún más la movilidad eléctrica como uno de los verdaderos facilitadores de un futuro de cero emisiones, una iniciativa en la que las dos compañías han estado trabajando juntas durante mucho tiempo», valoró Francesco Venturini, CEO de Enel X.

Brasil en movimiento

En el Brasil, Enel X  recientemente ha firmado una asociación con Estapar para habilitar estaciones de recarga de vehículos eléctricos en aeropuertos, hospitales, edificios comerciales y arenas. Este es el proyecto Ecovagas, la primera red semipública de recarga de vehículos eléctricos en Brasil.

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Mercado Libre consiguió financiamiento para invertir en energías renovables

Según informa la compañía, los 400 millones de dólares permitirán financiar proyectos nuevos o en curso de triple impacto en toda la región, en el marco de su estrategia de sustentabilidad.

Con los ingresos de los Bonos sustentables 2026, Mercado Libre pretende aumentar su inversión en tres áreas prioritarias. La primera es la inclusión financiera, mediante el aumento de créditos para Pymes y emprendedores.

La segunda es la reducción de su huella ambiental a través de una mayor implementación de energías renovables, proyectos de eficiencia energética, la adquisición de materiales de empaque sustentables y la promoción de la transformación vehicular de su red logística hacia la movilidad sin emisiones.

La tercera es el desarrollo social y el empoderamiento a través de la educación, para reducir la brecha digital y promover la inclusión de los jóvenes en el mercado laboral.

“En Mercado Libre nos moviliza el impulso por transformar. Este primer bono sustentable es un nuevo hito en nuestros 21 años de historia. En ese sentido, el crecimiento de nuestra plataforma nos demanda a contribuir cada vez más a las sociedades en donde operamos, a ser eficientes en nuestros consumos energéticos, a ir hacia una movilidad cada vez más limpia y a innovar en nuestras estrategias para mitigar nuestro impacto social y ambiental a lo largo de toda la cadena de valor”, señaló Pedro Arnt, CFO de Mercado Libre.

 

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YPF subió 3,5 % promedio los precios de sus combustibles por traslado de impuestos

Desde  la cero hora del sábado 16 de enero YPF aplica un aumento del 3,5 por ciento promedio país en los precios de sus combustibles líquidos.

Se trata de una suba derivada, en parte, del aumento del componente impositivo (Impuesto a los Combustibles Líquidos (ILC) e Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC)  del 7,7 por ciento que entró en vigencia el viernes 15, y en parte por una recomposición de márgenes dispuesta por la compañía en base a la inflación de diciembre.

En consecuencia, los nuevos precios de referencia de las naftas y gasoils de la marca YPF en estaciones de servicio de la Ciudad de Buenos Aires son: Nafta Super $ 71,83; Nafta Infinia (Premium) $ 83,01; Diesel500 (común) $ 66,86 y el  litro de Infinia Diesel $ 78,76.

Esta nueva suba sucede al incremento de 2,9 por ciento promedio aplicado el 5 de enero a naftas y gasoils como consecuencia de la aplicación de una primera suba (hay otras ya pautadas)  para los precios de los biocombustibles (biodiesel y bioetanol) que se utilizan como corte proporcional de tales combustibles fósiles.

Se estima que en las próximas horas otras refinadoras-comercializadoras del mercado local, por caso Shell y Axion, también modificarán sus precios.

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Para descomprimir el ruido con los bonistas, YPF modificó las condiciones del canje de deuda por US$ 6600 millones

YPF escuchó el pedido de sus bonistas y accedió a modificar los términos y condiciones de la histórica reestructuración de deuda que lanzó la semana pasada por un total de US$ 6.600 millones. Los contratos de las Obligaciones Negociables (OB) que pretende canjear la petrolera se apoyan, en términos regulatorios, en la Ley de Sociedades argentina.

¿Qué dice esa normativa?

Establece que para conseguir el quórum en una asamblea extraordinaria convocada para reestructurar la deuda de la compañía se precisa de un 60% de participación de los tenedores. En tanto que para aprobar enmiendas en los títulos emitidos (bonos) se requiere del aval de la mitad de los participantes; es decir, del 31 por ciento. Esos números rigen para la primera convocatoria de canje. Si hay una segunda propuesta, como seguramente sucederá en este caso, la Ley de Sociedades instituye que para tratarla se necesita del 30% de participación para conseguir el quórum y de la mitad más uno (16%) para aprobarla.

Eso es lo que está escrito en los contratos de emisión de bonos que ahora quiere reestructurar la petrolera que preside Guillermo Nielsen. Sin embargo, a nivel global, el estándar es diferente: está instalado consuetudinariamente que para canjear una deuda se requiere del 50% de aprobación de los tenedores de bonos.

Planteo de inversores

Fue el pedido de varios fondos. Su temor es que si aplica la Ley de Sociedades, YPF pueda cerrar la reestructuración sólo con un 15% de aprobación de los bonistas. Por eso, esos inversores hablaban de una actitud avasallante y malintencionada de la compañía”, explicó a EconoJournal un financiero que sigue de cerca la reestructuración.

Para descomprimir ese ruido, el CFO de la empresa, Alejandro Lew, que lidera el proceso de canje, accedió a dejar de lado la regulación local y a basarse en la normativa internacional. “YPF reafirmó su compromiso con sus inversores indicando que las modificaciones a los términos y condiciones de sus ONs únicamente serán efectivas respecto de cada serie si son aprobadas por tenedores representativos de más del 50% del capital de dicha serie”, explicaron a este medio allegados a la petrolera.

En los hechos, la petrolera cedió un derecho porque la letra chica de los contratos de emisión de ONs le daba la razón. Pero en pos de encaminar un canje complejo, optó por establecer las condiciones de borde que pedían los bonistas.

Pandemia

La situación se complicó un poco más porque, según explicaron varias fuentes del sector financiero, la pandemia afectó el funcionamiento de los sistemas de emisión de voto en asambleas virtuales como la de YPF. “El procedimiento para votar en contra de una reestructuración es más complejo que para votar a favor. Quienes se oponen tienen que mandar, por medio de brokers, una carta con una serie de certificaciones internacionales, que no es sencillo de conseguir en los plazos que prevé la reestructuración porque por la pandemia todo es más lento”, detalló una de las fuentes consultadas.

No es un tema que corresponda a YPF, pero aún así la empresa buscó la manera de ofrecer un procedimiento automático para aquellos que quieran votar en contra. Por lo general, cuando se lanzan reestructuraciones de este tipo, quienes manifiestan su voto lo hacen a favor. Los tenedores que se oponen directamente no participan del proceso y se entiende, de esa manera, que su voto es negativo. Por eso, fuentes de YPF aclararon que “todo tenedor que no presente sus ONs al canje será considerado como voto negativo para la solicitud de consentimiento”.

Fechas y plazo

YPF apunta a cerrar la negociación con los bonistas el 4 de febrero. Es probable que deba extender ese plazo. Sin embargo, no por mucho tiempo más. El 14 de febrero es la fecha tope para reestructurar el bono que vence el 23 de marzo por US$ 413 millones. El mercado descuenta que la petrolera mejorará las condiciones de la oferta de reestructuración. “Es lo que siempre pasa en este tipo de propuestas unilaterales. Siempre hay una espacio para mejorar la oferta”, concluyeron desde una consultora de Research.

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